{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.22/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.22.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung","sourceUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de","sourceDate":"2026-04-16T23:38:44.967+02:00","jsonDocumentationUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/informationen-und-hilfe/open-data-1049716","registerNumber":"R002733","registerEntryDetails":{"registerEntryId":70844,"legislation":"GL2024","version":27,"detailsPageUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/suche/R002733/70844","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2b/b1/681463/Lobbyregister-Registereintraege-Detailansicht-R002733-2026-01-14_11-20-38.pdf","validFromDate":"2026-01-14T11:20:38.000+01:00","validUntilDate":"2026-02-17T11:54:12.000+01:00","fiscalYearUpdate":{"updateMissing":false,"lastFiscalYearUpdate":"2025-04-29T09:42:19.000+02:00"}},"accountDetails":{"activeLobbyist":true,"activeDateRanges":[{"fromDate":"2024-09-18T12:01:13.000+02:00"}],"firstPublicationDate":"2022-03-03T10:16:11.000+01:00","lastUpdateDate":"2026-01-14T11:20:38.000+01:00","registerEntryVersions":[{"registerEntryId":70844,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002733/70844","version":27,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2026-01-14T11:20:38.000+01:00","validUntilDate":"2026-02-17T11:54:12.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":63763,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002733/63763","version":26,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-08-13T09:13:37.000+02:00","validUntilDate":"2026-01-14T11:20:38.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":63469,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002733/63469","version":25,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-08-06T12:14:05.000+02:00","validUntilDate":"2025-08-13T09:13:37.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":62451,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002733/62451","version":24,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-07-22T09:49:41.000+02:00","validUntilDate":"2025-08-06T12:14:05.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":62386,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002733/62386","version":23,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-07-21T12:03:05.000+02:00","validUntilDate":"2025-07-22T09:49:41.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":61487,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002733/61487","version":22,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-07-08T10:24:36.000+02:00","validUntilDate":"2025-07-21T12:03:05.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":58346,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002733/58346","version":21,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-06-17T09:44:47.000+02:00","validUntilDate":"2025-07-08T10:24:36.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":53776,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002733/53776","version":20,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-04-29T09:42:19.000+02:00","validUntilDate":"2025-06-17T09:44:47.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":50134,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002733/50134","version":19,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2025-04-16T13:49:14.000+02:00","validUntilDate":"2025-04-29T09:42:19.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":47949,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002733/47949","version":18,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-12-12T13:08:54.000+01:00","validUntilDate":"2025-04-16T13:49:14.000+02:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":46885,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002733/46885","version":17,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-11-20T09:31:40.000+01:00","validUntilDate":"2024-12-12T13:08:54.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":46782,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002733/46782","version":16,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-11-18T11:13:48.000+01:00","validUntilDate":"2024-11-20T09:31:40.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":46670,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002733/46670","version":15,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-11-14T12:29:45.000+01:00","validUntilDate":"2024-11-18T11:13:48.000+01:00","versionActiveLobbyist":true},{"registerEntryId":44285,"jsonDetailUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/sucheJson/R002733/44285","version":14,"legislation":"GL2024","validFromDate":"2024-09-18T12:01:13.000+02:00","validUntilDate":"2024-11-14T12:29:45.000+01:00","versionActiveLobbyist":true}],"accountHasCodexViolations":false},"lobbyistIdentity":{"identity":"ORGANIZATION","name":"Green Planet Energy eG","legalFormType":{"code":"JURISTIC_PERSON","de":"Juristische Person","en":"Legal person"},"legalForm":{"code":"LF_EG","de":"Eingetragene Genossenschaft (eG)","en":"Registered cooperative (eG)"},"contactDetails":{"phoneNumber":"+4940808110600","emails":[{"email":"maximilian.weiss@green-planet-energy.de"},{"email":"Kerstin.Schaumburg@green-planet-energy.de"}],"websites":[{"website":"https://green-planet-energy.de/"}]},"address":{"type":"NATIONAL","nationalAdditional1":"Green Planet Energy eG","nationalAdditional2":"Green Planet Energy eG","street":"Hongkongstraße","streetNumber":"10","zipCode":"20457","city":"Hamburg","country":{"code":"DE","de":"Deutschland","en":"Germany"}},"capitalCityRepresentationPresent":true,"capitalCityRepresentation":{"address":{"type":"NATIONAL","nationalAdditional1":"Green Planet Energy eG","street":"Marienstr. ","streetNumber":"19-20","zipCode":"10117","city":"Berlin"},"contactDetails":{"phoneNumber":"+493028428210","email":"berlin@green-planet-energy.de"}},"legalRepresentatives":[{"lastName":"Tangermann","firstName":"Sönke","function":"Vorstand","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":false,"contactDetails":{}},{"lastName":"Müller","firstName":"Nils","function":"Vorstand","recentGovernmentFunctionPresent":false,"entrustedPerson":false,"contactDetails":{}}],"entrustedPersonsPresent":true,"entrustedPersons":[{"lastName":"Dähling","firstName":"Carolin","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Weiß","firstName":"Maximilian","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Balzer","firstName":"Svea","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Karasek","firstName":"Alexander","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Friedrich","firstName":"Maximilian","recentGovernmentFunctionPresent":false},{"lastName":"Bednarczyk","firstName":"Mats","recentGovernmentFunctionPresent":false}],"membersPresent":true,"membersCount":{"naturalPersons":44677,"organizations":436,"totalCount":45113,"dateCount":"2025-02-25"},"membershipsPresent":true,"memberships":[{"membership":"Bundesverband Erneuerbare Energien, BEE"},{"membership":"Bündnis Bürgerenergie, BBEn"},{"membership":"European Federation of Citizen Energy Coorperatives, REScoop"},{"membership":"Bundesverband Wärmepumpe e.V., BWP"},{"membership":"Bundesverband Nachhaltige Wirtschaft e.V., BNW"}]},"activitiesAndInterests":{"activity":{"code":"ACT_PRIVATE_LAW_ORGA","de":"Privatrechtliche Organisation","en":"Private-law organization"},"typesOfExercisingLobbyWork":[{"code":"SELF_OPERATED_OWN_INTEREST","de":"Die Interessenvertretung wird in eigenem Interesse selbst wahrgenommen","en":"Interest representation is self-performed in its own interest"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_NUCLEAR","de":"Atomenergie","en":"Nuclear power"}],"activityDescription":"Die Green Planet Energy eG ist ein Unternehmen im Bereich Energiewirtschaft. Als Energieversorgungsunternehmen bietet die Genossenschaft in Deutschland bundesweit verschiedene Ökostrom- und Gastarife für Privat- und Geschäftskund:innen an. Die Green Planet Energy eG besitzt mit der Green Planet Projects GmbH sowie der Green Planet Solutions GmbH & Co. KG zwei 100-prozentige Tochtergesellschaften. Zum Geschäftsfeld der ersteren zählen insbesondere Bau und Betrieb von Wind- und Solarkraftanlagen. Zweitere ist im Bereich der Energiedienstleistungen tätig und bietet unter anderem deutschlandweit Wärme- und Photovoltaik-Contracting an.\r\n\r\nDie Unternehmensgruppe setzt sich für eine ökologisch sinnvolle und sozial gerechte Energiewende in Deutschland ein. Politisches Ziel ist eine Energieversorgung ausschließlich aus Erneuerbaren Quellen. Fossile Energiequellen sowie die Nutzung der Atomkraft lehnt die Green Planet Energy-Gruppe ab. Politische Forderungen verbindet die Unternehmensgruppe mit energiewirtschaftlichen Lösungen.\r\n\r\nDas Themenspektrum ist dabei breit gefächert. Wichtige Themen sind: verbindliche Ausbauziele für Erneuerbare Energien sowie deren massiver und schneller Ausbau, Bürokratieabbau, Subventionsabbau für fossile Energien, Vereinfachung bzw. Ermöglichung bürgernaher Beteiligungsmöglichkeiten wie Bürgerenergie und Energy Sharing, verbindliche Nachhaltigkeitskriterien für Energieträger (z.B. Wasserstoff), schnellstmöglicher Kohleausstieg sowie die Reformierung des Strommarktdesigns.\r\n\r\nZum Zweck der Interessensvertretung führen Mitarbeiter:innen der Unternehmensgruppe Gespräche mit Vertreter:innen des Bundeskanzleramtes und der Bundesministerien sowie mit Mitgliedern des Deutschen Bundestages, um Rahmenbedingungen für nachhaltige Energielösungen zu diskutieren und im Sinne einer ökologischen Transformation hin zu einem erneuerbaren Energiesystem zu verbessern.\r\n\r\nZweck der Interessenvertretung ist es, die Sicht der Praxis zu vermitteln und Impulse zur Verbesserung der gesamtwirtschaftlichen Lage zu geben. Im Zuge dessen werden auch parlamentarische Frühstücke bzw. Abende sowie Diskussionsveranstaltungen durchgeführt, zu denen Regierungsmitglieder, Abgeordnete sowie Vertreter:innen der Ministerien eingeladen werden. Darüber hinaus werden zu konkreten Regelungsvorhaben Stellungnahmen und Studien erarbeitet und übermittelt.\r\n"},"employeesInvolvedInLobbying":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","employeeFTE":1.71},"financialExpenses":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","financialExpensesEuro":{"from":300001,"to":310000}},"mainFundingSources":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","mainFundingSources":[{"code":"MFS_ECONOMIC_ACTIVITY","de":"Wirtschaftliche Tätigkeit","en":"Economic activity"},{"code":"MFS_OTHERS","de":"Sonstiges","en":"Others"}]},"publicAllowances":{"publicAllowancesPresent":false,"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31"},"donators":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","totalDonationsEuro":{"from":0,"to":0}},"membershipFees":{"relatedFiscalYearFinished":true,"relatedFiscalYearStart":"2024-01-01","relatedFiscalYearEnd":"2024-12-31","totalMembershipFees":{"from":0,"to":0},"individualContributorsPresent":false,"individualContributors":[]},"annualReports":{"annualReportLastFiscalYearExists":true,"lastFiscalYearStart":"2024-01-01","lastFiscalYearEnd":"2024-12-31","annualReportPdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a8/a1/681459/GPE_Geschaeftsbericht_2024.pdf"},"regulatoryProjects":{"regulatoryProjectsPresent":true,"regulatoryProjectsCount":16,"regulatoryProjects":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0005893","title":"Benachteiligung von Contracting-Modellen in der neuen BEG EM-Förderung abschaffen.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ermöglichung den Klimageschwindigkeitsbonus und den Einkommensbonus durch den Contractor bei der KfW-Bank zu beantragen. Auszahlung aller beantragten Fördergelder soll an den jeweiligen Contractor erfolgen, um diese in der Contracting-Rate einzupreisen und dem Kunden transparent auszuweisen. Gleichstellung von Contracting gegenüber Eigentümermodellen in der Richtlinie für die Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG EM). Insbesondere durch die Streichung der Formulierungen zu selbstgenutzten Wohneinheiten in 8.4.4. und 8.4.5.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005894","title":"Keine Änderung am Atomausstiegsgesetz.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Wissenschaftlicher Beitrag zur faktenbasierten Debatte zum Atomausstieg mit dem Ziel die bestehende Gesetzlage nicht zu ändern.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die friedliche Verwendung der Kernenergie und den Schutz gegen ihre Gefahren","shortTitle":"AtG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/atg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NUCLEAR","de":"Atomenergie","en":"Nuclear power"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005895","title":"Herkunftsnachweise für Grünen Wasserstoff","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"zu der Verordnung der Bundesregierung - Drucksachen 20/10159, 20/10238 Nr. 2 - Verordnung über das Herkunftsnachweisregister für Gas und das Herkunftsnachweisregister für Wärme oder Kälte (Gas-Wärme-Kälte-Herkunftsnachweisregister-Verordnung - GWKHV)","printingNumber":"20/10995","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/109/2010995.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/verordnung-%C3%BCber-das-herkunftsnachweisregister-f%C3%BCr-gas-und-das-herkunftsnachweisregister-f%C3%BCr/308226","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Erarbeiten und Versenden einer Stellungnahme zur Gas-Wärme-Kälte-Herkunftsnachweisregister-Verordnung mit dem Ziel ein transparentes Herkunftsnachweissystem für erneuerbaren Wasserstoff zu etablieren.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005896","title":"Systemdienliche Wasserstofferzeugung ermöglichen und fördern.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Aufzeigen des Nutzens der systemdienlichen Wasserstofferzeugung für die Energiewende mit dem Ziel hierfür einen regulatorisch fördernden Rahmen zu schaffen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005897","title":"Green Planet Energy setzt sich für eine energiewendedienliche Ausgestaltung von CfDs ein.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das Europäische Recht sieht vor, dass neue Förderungsrahmenbedingungen (Contracts for Difference) auf nationaler Ebene umgesetzt werden müssen. Aus Sicht von Green Planet Energy (GPE) ist hierbei wichtig, dass  die Ausgestaltung genug Raum für Systemdienlichkeit, Marktintegration und einen PPA-Markt lassen. Des Weiteren setzt sich GPE für die Möglichkeit ein, dass zwischen CfD-Modell und PPAs gewechselt werden kann.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011947","title":"Einsatz für eine energiewendedienliche Ausgestaltung des Strommarktdesigns, das im Rahmen des Optionenpapiers diskutiert wird. ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das Europäische Recht sieht vor, dass neue Förderungrahmenbedingungen (Contracts for Difference) auf nationaler Ebene umgesetzt werden müssen. Aus Sicht von Green Planet Energy (GPE) ist hierbei wichtig, dass  die Ausgestaltung genug Raum für Systemdienlichkeit, Marktintegration und einen PPA-Markt lassen. Des Weiteren setzt sich GPE für die Möglichkeit ein, dass zwischen CfD-Modell und PPAs gewechselt werden kann. Des Weiteren setzt sich GPE für eine energiewendedienliche Ausgestaltung eines Kapazitätsmechanismus´ ein, der insbesondere erneuerbare Technologien und Flexibilitäten nicht diskriminiert.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011989","title":"Einsatz für eine Ausgestaltung von Contracts for Difference, mit der Wechsel zwischen CfD-Förderung und der sonstigen Direktvermarktung möglich sind.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die aktuellen Reformvorschläge, die in der Plattform Klimaneutrales Stromsystem diskutiert werden, könnten den PPA-Markt erheblich einschränken. Denn ohne einer Wechseloption zwischen CfDs und der sonstigen Direktvermarktung besteht das Risiko, dass mittelfristige Grünstrom-PPAs unmöglich gemacht werden - einem der zentralen Treiber der Marktintegration von Erneuerbaren Energien und des förderfreien Ausbaus. Es gibt Wechselmodelle, die eine Umgehung der Abschöpfung vermeiden und gleichzeitig die notwendige Wechselfreiheit ermöglichen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012105","title":"Green Planet Energy setzt sich für systemdienliche und nachhaltige Rahmenbedingungen für den Betrieb und den Einsatz flexibler Kraftwerke ein.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Kraftwerksstrategie, bzw. Kraftwerkssicherheitsgesetz, stellt aktuell eine erhebliche Förderung für die fossile Energieversorgung dar – dies in Zeiten, in denen eine Abschaffung der Förderung für EE-Anlagen diskutiert wird. Mit dem Gesetz sind 12 GW neuer Erdgaskraftwerke, 500 MW Wasserstoffsprinterkraftwerke und 500 MW Langzeitstromspeicher vorgesehen. Von den Erdgaskraftwerken sollen 7 GW neu gebaut (5 GW) oder umgerüstet (2 GW) werden, welche nach 7 Jahren mit Wasserstoff betrieben werden sollen. Für die verbleibenden 5 GW gibt es keine Vorgaben für eine Umrüstung. Green Planet Energy setzt sich für einen systemdienlichen Dispatch der Kraftwerke ein sowie dafür, dass fossile Energieträger nicht überfördert und nur grüner Wasserstoff mittels Contracts for Difference gefördert wird.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013260","title":"Green Planet Energy setzt sich für eine sehr restriktive Nutzung von CCS. Im Energiesektor sollte CCS keine Anwendung finden.","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes","printingNumber":"20/11900","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/119/2011900.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-kohlendioxid-speicherungsgesetzes/312438","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Mit der Änderung des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes soll die rechtliche Grundlage geschaffen werden, um in Deutschland Kohlenstoffabscheidung und -transport zu ermöglichen. Es werden gesetzliche Regelungen für die Genehmigung der Kohlenstoffinfrastruktur und -speicherung geschaffen. Der Entwurf sieht vor, dass Emissionen aus Kohlenutzung der Anschluss an die Infrastruktur zu verweigern ist. Green Planet Energy empfiehlt den Anschluss an die Infrastruktur dagegen allen Emissionen zu verweigern, die nach aktuellem Stand der Technik vermeidbar gewesen wären. Dies gilt insbesondere für fossile Emissionen im Energiesektor durch Erdgas, denn diese wären einfach durch den Ausbau der Eneuerbaren vermeidbar. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur dauerhaften Speicherung und zum Transport von Kohlendioxid","shortTitle":"KSpG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kspg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013662","title":"Bürgerwerke, EWS Schönau, Green Planet Energy und Naturstrom setzen sich für eine ambitionierte Energiepolitik in der kommenden Legislatur ein. ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die beteiligten Unternehmen setzen sich für eine Energiepolitik ein, die Deutschland zukunftssicher durch eine nachhaltige, resiliente und günstige \r\nEnergieversorgung macht und gleichzeitig Wertschöpfung und Arbeitsplätze schafft, auch in ländlichen Regionen, und das Land unabhängiger von Lieferungen fossiler Energieträger aus autoritären Staaten macht. Dafür sind folgende Vorausetzung entscheidend: Klimafreundliche und wettbewerbsfähige Marktbedingungen, Bürgernahe Ausgestaltung der Energiewende, Reform des Strommarktes und die Priorisierung der Wärmewende. \r\n\r\n ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Einsparung von Energie und zur Nutzung erneuerbarer Energien zur Wärme- und Kälteerzeugung in Gebäuden","shortTitle":"GEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/geg"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über den Messstellenbetrieb und die Datenkommunikation in intelligenten Energienetzen","shortTitle":"MessbG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/messbg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018098","title":"Green Planet Energy unterzeichnet in einem breiten Akteursbündnis einen von Germanwatch koordinierten Brief","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Allianz bestehend aus NGOs und Unternehmen aus der Wasserstoffbranche. Sie richtet sich an BMIn Reiche. In dem Brief wird dafür plädiert, die Wasserstoffwirtschaft zu stärken. Insbesondere die Kraftwerksstrategie (vormals im KWSG reguliert) ist Ziel des Schreibens, da dort aktuell keine H2-Ready Kraftwerke mehr vorgesehen sind. Diese sind jedoch ein wichtiger Eckpfeiler für die entstehende Wasserstoffwirtschaft.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018428","title":"Green Planet Energy beauftragte das FOES mit einer Studie zu klimaverträglichen Nutzung der Mittel im KTF bzw. des Sondervermögens. ","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Haushaltsbegleitgesetzes 2025","printingNumber":"20/12772","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/127/2012772.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/haushaltsbegleitgesetz-2025/314881","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}]},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Errichtung eines Sondervermögens Infrastruktur und Klimaneutralität (SVIKG)","printingNumber":"21/779","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/007/2100779.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-errichtung-eines-sonderverm%C3%B6gens-infrastruktur-und-klimaneutralit%C3%A4t-svikg/323369","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Der Einsatz von Mitteln aus dem Klima- und Transformationsfonds (KTF) für klimaschädliche Vorhaben wie der Ausbau von Gaskraftwerken widerspricht den grundlegenden Klimaschutzzielen des Fonds. Stattdessen sollte die Förderung gezielt auf wirksame und klimafreundliche Maßnahmen ausgerichtet werden. FÖS wurde mit einer Studie beuaftragt, wie man diese Mittel zielgerichtet verwendet ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Errichtung eines Sondervermögens „Klima- und Transformationsfonds“","shortTitle":"EKFG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ekfg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018877","title":"Rechtssichere Ausgestaltung des Begriffs Kundenanlage, um weiterhin Mieterstromprojekte umzusetzen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Nach einem Urteil des EuGH bzw. BGH wurde der bestehende Kundenanlagen-Begriff als europarechtswidrig eingestuft. Es fehlt nun eine rechtssichere Ausgestaltung, damit weiterhin Kundenanlagen genutzt werden können, ohne dass die Betreiber als Netzbetreiber eingestuft werden. Ziel des Vorhabens ist eine Anpassung des nationalen Rechts an die Vorgaben der EU-Richtlinie.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018878","title":"Ausgestaltung des §14c EnWG zur Beschaffung von Flexibilität auf Flexibilitätsmärkten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"§ 14c EnWG regelt die marktgestützte Beschaffung von Flexibilitätsdienstleistungen für Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen. Allerdings fehlt eine Spezifikation dieses Paragrafen, da eine eindeutige Regelung fehlt, dass die BNetzA hierfür tätig werden muss. Green Planet Energy setzt sich daher für eine Ausgestaltung dieses Paragrafen ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019027","title":"Green Planet Energy setzte sich für den Erhalt ambitionierten EE-Ausbauziele zur Erreichung der nationalen & internationalen Klimaziele ein.","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der von der Bundesregierung (BMWE) beauftrage Monitoringbericht zur Energiewende wird aktuell ausgearbeitet und im September veröffentlicht. Darin sollen der zu erwartenden Strombedarf, Stand der Versorgungssicherheit, des Netzausbaus, des Ausbaus der erneuerbaren Energien und der Digitalisierung sowie der Wasserstoffhochlauf untersucht werden. \r\nEs besteht die Gefahr, dass der Monitoringbericht sehr pessimistische Annahmen zur Entwicklung der Stromnachfrage trifft und diese langfristig unterschätzt. Dies kann darin resultieren, dass die politischen Zielsetzungen zum Zubau der Kapazitäten der Erneuerbaren Energien im EEG reduziert werden. Dies gefährdet im Fall eines höheren Strombedarfs die Erreichung Klimaziele im Stromsektor sowie mittelbar im Wärme- & Verkehrssektor.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021963","title":"Ausgestaltung von Contract for Difference ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Aufgrund von europäischen Vorgaben müssen bis 2027 auf nationaler Ebene Contracts for Difference (CfD) als neue Fördersystematik für Erneuerbare Energie eingeführt werden. Die aktuellen Reformvorschläge, die in der Plattform Klimaneutrales Stromsystem dazu diskutiert werden, könnten den PPA-Markt jedoch erheblich einschränken. Denn ohne Wechseloptionen zwischen CfDs und der sonstigen Direktvermarktung besteht das Risiko, dass mittelfristige Grünstrom-PPAs unmöglich gemacht werden - einem der zentralen Treiber der Marktintegration von Erneuerbaren Energien und des förderfreien Ausbaus. Es gibt jedoch Wechselmodelle für dich sich Green Planet Energy einsetzt, die eine Umgehung der Abschöpfung vermeiden und gleichzeitig die notwendige Wechselfreiheit ermöglichen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":11,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0005893","regulatoryProjectTitle":"Benachteiligung von Contracting-Modellen in der neuen BEG EM-Förderung abschaffen.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/67/9d/312815/Stellungnahme-Gutachten-SG2404240005.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 23. April 2024\r\nAktuelle Förderbedingungen gefährden Wärmewende\r\nStellungnahme zur Fördersituation BEG EM für Contracting-Modelle\r\nSehr geehrte Abgeordnete, sehr geehrte Berichterstatter des GEG/BEG,\r\nein Entschließungsantrag des Bundestags zum Heizungsgesetz im Jahr 2023 sah vor, dass\r\n„neu entstandene und entstehende Geschäftsmodelle, wie bspw. Leasing- oder Contracting-\r\nDienstleistungen, die zur Reduzierung des CO2-Ausstoßes beitragen und damit zur\r\nDekarbonisierung im Gebäudesektor führen, nicht benachteiligt werden [sollten].“\r\nDe facto werden aber seit Ende Dezember 2023 Contracting-Dienstleister durch die\r\nbisherige Umsetzung des BEG EM ungleich behandelt. Daher können Contracting-Lösungen\r\nin Deutschland seit 2024 nicht mehr wirtschaftlich angeboten werden. Denn Contractoren\r\nkönnen aktuell für ihre Kund:innen\r\n1. keine Förderanträge stellen,\r\n2. keinen Klimageschwindigkeits- und Einkommensbonus beantragen\r\n3. Sowie keine zinsvergünstigten Kredite beantragen, weil u.a. Factoring- und\r\nLeasinginstitute sowie Vermieter:innen und Verkäufer:innen (Contractoren) der\r\ndirekte Zugang zu den attraktiven Zinskonditionen verwehrt bleibt,\r\nDas ist nicht gerechtfertigt und verhindert, dass ein signifikanter Anteil der\r\nHausbesitzer:innen schnell und einfach die volle Finanzierung und Förderung “aus einer\r\nHand” erhalten kann.\r\nAus unserer Sicht besteht daher die Gefahr, dass aufgrund der aktuellen Förderbedingungen\r\ndie Zielsetzung einer umfangreichen und zügigen Dekarbonisierung der Wärmeversorgung\r\nüber den Austausch von Heizsystemen verfehlt wird. Wenn Contracting als inklusive\r\nFinanzierungsoption für den klimafreundlichen Heizungstausch wegfällt, wird ein erheblicher\r\nAnteil von bis zu 30 Prozent der Hausbesitzer:innen ohne hohe finanzielle Rücklagen von\r\nder Teilhabe an der Wärmewende ausgeschlossen.\r\nIm vorliegenden Brief legen wir dar, welchen Beitrag Contractoren für die Wärmewende\r\nleisten können und wie die Ungleichbehandlung von Contractoren beendet werden kann. Als\r\nZusammenschluss führender Energie- und Installationsunternehmen bitten wir Sie darum, für\r\neinen Stopp der Ungleichbehandlung von Contractoren einzutrete\r\nEnergetische Sanierungen belasten Bürger:innen finanziell – Contracting-Modelle\r\nbieten bezahlbare Lösungen für alle Haushalte, unabhängig vom Einkommen\r\nWärmepumpen, die mit erneuerbaren Energien betrieben werden, sollen als\r\nSchlüsseltechnologie bei der Wärmewende eine tragende Rolle spielen. Das BMWK hat das\r\nklare Ziel kommuniziert, dass künftig jährlich 500.000 Wärmepumpen installiert werden\r\nsollen. Der Blick auf die Installationszahlen zeigt zuletzt aber, dass der Einbau von Gas- und\r\nÖlheizungen prozentual wieder angestiegen ist – zu Ungunsten des Anteils von\r\nWärmepumpen. Die bisherigen Prognosen lassen befürchten, dass wir im Jahr 2024\r\nvoraussichtlich unter 180.000 installierten Wärmepumpen landen werden und damit die\r\ngesteckten Ziele deutlich verfehlen werden.\r\nNoch immer zögern viele Hausbesitzer:innen trotz der neuen Förderkulisse, auf die\r\nWärmepumpe zu wechseln. Neben der Unklarheit bei den Betriebskosten mit Blick auf das\r\nVerhältnis von Strom- zu Gaspreis und der allgemeinen Verunsicherung der\r\nHausbesitzer:innen durch die Heizungsdebatte im vergangenen Jahr gibt es zwei weitere\r\nGründe für das Zögern bei der Heizungssanierung.\r\nInvestitionskosten\r\nAuch nach Abzug der maximalen staatlichen Förderung von bis zu 21.000 Euro fehlt rund 30\r\nProzent der Hausbesitzer:innen das Barvermögen, um auf die Wärmepumpe zu wechseln.\r\nDa eine Auszahlung der Fördersumme durch die KfW erst ab September 2024 erfolgt, muss\r\ndie komplette Investitionssumme bis zur Auszahlung vorfinanziert werden. Die KfW bietet\r\nhierfür theoretisch den zinsvergünstigten Kredit 358/359 an. Bisher gibt es aber kaum\r\nHausbanken, die unter den existierenden Konditionen als Finanzierungspartner des Kredits\r\nauftreten möchten. Gleichzeitig wird Factoring- und Leasinginstituten sowie Vermieter:innen\r\nund Verkäufer:innen bei Abzahlungskaufverträgen (Contractoren) der direkte Zugang zu den\r\nKfW-Konditionen verwehrt. Die Vorfinanzierung der Investitionskosten beim\r\nHeizungswechsel bleibt daher eine Herausforderung.\r\nKomplexität der Antragsstellung\r\nAuch die Antragstellung stellt viele Bürger:innen vor große Herausforderungen. Die korrekte\r\nAntragstellung ist komplex, die Informationen dafür sind auf unterschiedliche Quellen im\r\nInternet verteilt. Gerade für ältere Menschen und Bürger:innen mit sprachlichen Barrieren ist\r\nder Antragsprozess kaum zu bewältigen.\r\nContractoren könnten mit ihren Lösungen für diese Probleme erheblich zum Gelingen der\r\nWärmewende beitragen. Sie machen den komplexen Heizungswechsel für Millionen von\r\nHausbesitzer:innen einfach und schnell zugänglich - inklusive Förderung, Finanzierung und\r\nWartung. Lösungen „aus einer Hand” erleichtern den Umstieg auf erneuerbare Heizsysteme\r\nund werden von vielen Hausbesitzer:innen aktiv nachgefragt. Die Dienstleister leisten so\r\neinen Inklusionsbeitrag, besonders fü r jene Teile der Bevölkerung, welche mit der\r\nKomplexitä t der vorhandenen Prozesslandschaft bestehend aus Fördermittel- und\r\nDarlehensprozessen überfordert sind. Sie sollten Hausbesitzer:innen daher auch künftig den\r\nHeizungswechsel im Komplettpaket anbieten können.\r\nMit Contracting-Lösungen zahlen Hausbesitzer:innen keine Investitionskosten. Stattdessen\r\nzahlen sie für den Wechsel auf die Wärmepumpe samt Installation und Wartung einen\r\ngeringen monatlichen Festbetrag über die gesamte Vertragslaufzeit.\r\nBis Ende des Jahres 2023 war es Contractoren außerdem möglich, die Förderung im Namen\r\nihrer Kund:innen zu beantragen und die Förderung dann zu 100 Prozent auf den zu\r\nzahlenden monatlichen Festbetrag umzulegen und so die monatlichen Kosten zu senken.\r\nAktuelle Förderrichtlinie verhindert nicht nur Contracting-Modelle, sondern auch\r\numfangreiche Investitionen und zusätzliche Klimaschutzeffekte\r\nUmso weniger nachvollziehbar ist es, dass die aktuellen Förderbedingungen im BEG EM\r\nContracting-Modelle erheblich benachteiligen und somit das Contracting in Deutschland\r\nnahezu völlig zum Erliegen gekommen ist:\r\nAktuell können Contractoren nicht im selben Umfang von den Förderbedingungen\r\nprofitieren wie sog. Bauherrenmodelle und erfahren eine substanzielle\r\nBenachteiligung: Es können lediglich die Grundförderung (30%) und der\r\nEffizienzbonus (5% bei Wärmepumpen) beansprucht werden. Einkommens- (30%)\r\nund Klimageschwindigkeitsbonus (20%) können zum aktuellen Zeitpunkt von\r\nContractoren nicht beantragt werden. Daraus ergibt sich insgesamt eine\r\nBenachteiligung von bis zu 35% (da Boni gedeckelt bei max. 70%) gegenüber der\r\nFörderung für energetische Sanierungsmaßnahmen bzw. Heizungstauschprojekten,\r\nin deren Kontext die Immobilieneigentümer das Heizsystem käuflich erwerben\r\n(Bauherrenmodell).\r\n- Die Angebote der Contracting-Unternehmen haben das Ziel und bergen nachweislich\r\ndas Potenzial, die Geschwindigkeit der Wärmewende entscheidend zu erhöhen. Die\r\nderzeit geltende Benachteiligung des Contractings bei der BEG-Förderung wirkt also\r\nkontraproduktiv, wenn es darum geht, die CO2-Emissionen des Gebäudesektors\r\nschnell zu senken und zugleich durch eine Erhöhung der energetischen\r\nSanierungsrate zusätzliche Investitionen auszulösen, die auch die ökonomische\r\nGesamtentwicklung in Deutschland stärken.\r\n- Mit der All-in-one-Lösung aus Planung, Beratung, Installation und Wartung sprechen\r\nContracting-Angebote gerade Haushalte mit geringeren und mittleren Einkommen\r\nund ältere Menschen an. Die Förderbenachteiligung wirkt sich demnach 1:1 auf diese\r\nBevölkerungsgruppen aus, die zusammengenommen Eigentümer:innen von\r\nmehreren Millionen Immobilien sind.\r\n- Das BMWK hat eine Zulassung der Contractoren zu allen Förderkomponenten erst\r\nfür die 2. Jahreshälfte 2024 in Aussicht gestellt (ohne Gewähr). Dadurch kann die für\r\nden Wärmemarkt relevante Bauphase außerhalb der Heizperiode zumindest in 2024\r\nnicht mehr genutzt werden - und das von der Bundesregierung ausgegebene\r\nAusbau-Ziel von mindestens 500.000 zu installierenden Wärmepumpen droht 2024\r\nzu scheitern.\r\nVollmachten für Contractoren können Prozesse erheblich vereinfachen\r\nIm Sinne einer Wärmewende, die es allen Haushalten ermöglicht, am Klimaschutz aktiv\r\nteilzuhaben, sollten die beschriebenen Benachteiligungen für Contracting-Modelle\r\nschnellstmöglich beendet werden und insbesondere der Zugang zu allen Förderboni\r\ngewährleistet sein.\r\nGanz konkret sollte es schnellstens möglich werden,\r\n- den Klimageschwindigkeitsbonus und den Einkommensbonus durch den Contractor\r\nbei der KfW-Bank zu beantragen. Dies wäre über eine entsprechende\r\nVollmachtserteilung durch den Kunden möglich (analog zum alten BAFA-Modell).\r\nGegebenenfalls kann auch das von der KfW angedachte Assistenzportal hilfreich\r\nsein, bei dem der Kunde durch den Contractor bei der Antragsstellung unterstützt\r\nwird und der Kunde seine eigenen personenbezogenen Daten, insbesondere für die\r\nBeantragung des Einkommensbonus, selbstständig eintragen kann.\r\n- dass die Auszahlung aller beantragten Fördergelder an den jeweiligen Contractor\r\nerfolgt, um diese in der Contractingrate einzupreisen und dem Kunden transparent\r\nauszuweisen.\r\n- dass eine Gleichstellung von Contracting gegenüber Eigentümermodellen in der\r\nRichtlinie für die Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG EM) erfolgt,\r\ninsbesondere durch die Streichung der Formulierungen zu selbstgenutzten\r\nWohneinheiten in 8.4.4. und 8.4.5.\r\nGerne würden wir uns mit Ihnen über die beschriebenen Sachverhalte in einem Gespräch\r\naustauschen. Dies gibt die Gelegenheit, tiefer in die Thematik einzusteigen und gleichzeitig\r\nFragen Ihrerseits zu beantworten. Wir hoffen auf einen gemeinsamen Lösungsweg, um die\r\nWärmewende in Deutschland zu vereinfachen und zu beschleunigen.\r\nMit freundlichen Grüßen\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-04-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005896","regulatoryProjectTitle":"Systemdienliche Wasserstofferzeugung ermöglichen und fördern.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2d/eb/312817/Stellungnahme-Gutachten-SG2405070007.pdf","pdfPageCount":15,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE)\r\n24.04.24\r\nParlamentarisches Frühstück\r\nSystemdienlichkeit als Leitidee für den Hochlauf der grünen Wasserstoffwirtschaft\r\nSystemdienlichkeit für den H2-Hochlauf:\r\nÜbersicht\r\n1. Begrüßung\r\n2. Idee der Systemdienlichkeit\r\n3. Betriebswirtschaftlicher Case für\r\ngrüne H2-Erzeugung\r\n4. Systemdienliche Kraftwerke\r\n5. Gemeinsame Diskussion\r\nSystemdienlichkeit für den H2-Hochlauf\r\nBegrüßung\r\nMdB Dr. Ingrid Nestle, Bündnis 90/Die Grünen\r\nBegrüßung\r\nDr. Simone Peter, Präsidentin Bundesverband Erneuerbare\r\nEnergie e.V. (BEE)\r\nSystemdienliche Wasserstofferzeugung:\r\nSchlüssel zur effizienten Energiewende\r\nDefinition:\r\n● Positiver Einfluss auf die Effizienz und Stabilität des\r\ngesamten Energiesystems und der Energienetze\r\n● Beitrag zur Versorgung aller Sektoren mit erneuerbaren\r\nEnergien\r\nPositive Beiträge zur Energiewende:\r\n● Kosteneffiziente Nutzung der Infrastruktur\r\n● Technisch und marktlich verbesserte Integration\r\nErneuerbarer\r\n● Reduktion der benötigen Menge gesicherter Kapazitäten\r\n● Erhöhte Resilienz der Energiesystems\r\n● Versorgung der Sektoren mit Wasserstoff auch in\r\ndezentralen Anwendungsgebieten\r\nSystemdienlichkeit ist der einzige Weg zu einer vollständigen,\r\nsystemisch sinnvollen und ökonomisch effizienten\r\nEnergiewende.\r\nSystemdienliche Wasserstofferzeugung:\r\nSchlüssel zur effizienten Energiewende\r\nHerausforderung\r\n• Erwähnung von Systemdienlichkeit an\r\nunterschiedlichen Stellen; aber ohne klare\r\nDefinition\r\nLösung\r\n• Einheitliches Verständnis, welches\r\nAnwendung findet in unterschiedlichen\r\npolitischen Instrumenten und Regularien\r\nKriterien\r\n• Räumlicher Zusammenhang Erneuerbarer und\r\nH2-Produktion\r\n• Produktion zu Zeitpunkten, die für das\r\nGesamtsystem sinnvoll sind.\r\nBetriebswirtschaftlicher Case für grüne H2-\r\nErzeugung (1)\r\nH2 erzeugen\r\nElektrolyse/Verdichtung am Windpark\r\nH2 transportieren\r\nSystem zum Transport\r\nH2 verarbeiten\r\nH2-Tankstelle in Niebüll\r\nH2 vermarkten\r\n12 Busse im ÖPNV\r\nDie Wertschöpfungskette von grünen\r\nWasserstoffprojekte\r\n• Einbindung von grünem Strom\r\n• Erzeugung von grünem Wasserstoff mittels\r\nElektrolyse\r\n• Verdichtung, Speicherung und Transport des\r\nWasserstoffs\r\n• Vermarktung, bspw. an Industriekunden oder\r\nWasserstofftankstellen (v.a. Schwerlastmobilität)\r\n• Integriertes Lösungsangebot\r\nBetriebswirtschaftlicher Case für grüne H2-\r\nErzeugung (2)\r\nEntscheidende Kriterien für wirtschaftlichen Betrieb\r\n• Zeitliche Korrelation EE-Erzeugung und H2-Erzeugung\r\nregulatorisch jetzt wichtig: stündliche Zeitgleichheit\r\n• Geographische Korrelation EE-Erzeugung und H2-Erzeugung\r\n regulatorisch jetzt wichtig:\r\nH2-Erzeugung max. 200km von EE-Erzeugung entfernt\r\n• Aufhebung starre Proportionalität §21b EEG\r\n• Umsetzung marktgestützte Beschaffung von\r\nFlexibilitätsdienstleistungen nach §14c EnWG\r\n• Substanzielle Reform der Netzentgeltsystematik; Befreiung\r\nvon Netzentgelten wenn systemdienlich in §118 Abs. 6\r\nEnWG\r\n• Stärkung der Abnehmer von grünem Wasserstoff\r\nSystemdienlichkeit für den H2-Hochlauf:\r\nÜbersicht\r\n1. Begrüßung\r\n2. Idee der Systemdienlichkeit\r\n3. Betriebswirtschaftlicher Case für grüne\r\nH2-Erzeugung\r\n4. Systemdienliche Kraftwerke\r\n5. Gemeinsame Diskussion\r\nRückverstromungskapazitäten: je nach EE-Produktion\r\nund Netzauslastung bei der Last und beim Erzeuger\r\nerforderlich\r\n-4\r\n-2\r\n0\r\n2\r\n12\r\nLast-ZentrumErzeugungszentrum\r\n~1,5 GW Netzkapazität\r\n-4\r\n-3\r\n-2\r\n-1\r\n0\r\n1\r\n2\r\n-4\r\n-2\r\n0\r\n2\r\nMo. Di. Mi. Do. Fr. Sa. So. Mi. Do. Fr. Sa. So.\r\nDelta ‘Spitzenlast – Netzkapazität’\r\n= ~0,5 GW Rückverstromungskapazität,\r\nwelche vor Ort beim Lastenzentrum\r\nbenötigt wird\r\n Ohne zusätzlichen Netzausbau\r\n-1\r\n0\r\n1\r\n2\r\nMo. Di.\r\nDelta ‘Netzkapazität – EE-Erzeugung’\r\n= ~1 GW Rückverstromungskapazität,\r\nwelche vor Ort beim\r\nErzeugungszentrum gebaut werden\r\nkann\r\n Ohne zusätzlichen Netzausbau\r\nSystemdienliche Standortwahl der Kraftwerke\r\nanhand 3 Kriterien\r\nNahe der Erzeugung Alte Kraftwerkstandorte Nahe der Last\r\n• Netzkapazität ist zur Ableitung der EE-\r\nErzeugungsleistung ohnehin\r\nvorhanden\r\n• Lässt sich bei geringer EE-Produktion\r\nfür Rückverstromung nutzen\r\n• Infrastruktur für Betrieb ist\r\nvorhanden\r\n• Lässt sich für Rückverstromung\r\nnutzen\r\n• Nicht ausreichende\r\nNetzkapazität durch lastnahe\r\nRückverstromungs-Kraftwerke\r\nabzudecken\r\nAlle drei Kategorien haben ihre Berechtigung für einen systemdienlichen Ausbau im Rahmen der\r\nEnergiewende, i.S.v. möglichst geringen Ausbau der Netzkapazitäten\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-04-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0005897","regulatoryProjectTitle":"Green Planet Energy setzt sich für eine energiewendedienliche Ausgestaltung von CfDs ein.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b6/df/312819/Stellungnahme-Gutachten-SG2406030018.pdf","pdfPageCount":20,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"CFD POLICY BRIEFING\r\nANALYSE DER STELLSCHRAUBEN IM CFD-DESIGN\r\nM. Brinkhaus, J. Schwartz\r\nBerlin, 21.03.2024\r\nfür: Green Planet Energy e.G.\r\n\r\n2\r\nExecutive Summary\r\nDie deutsche Bundesregierung hat sich anspruchsvolle Ziele für den Ausbau der erneuerbaren Energien\r\ngesetzt. Um diese zu erreichen, sind Förderinstrumente notwendig. Die EU gibt allerdings vor, dass\r\nlediglich sogenannte Contracts-for-Difference (CfDs) als finanzieller Fördermechanismus künftig ange-\r\nwendet werden dürfen. In einem CfD teilen sich der Betreiber des EE-Projektes und der Staat bzw. die\r\nGesellschaft die Risiken, aber auch Chancen, die mit dem Bau und Betrieb so eines Projektes und der\r\nVermarktung des Stroms auf dem Großhandelsmarkt verbunden sind.\r\nDas CfD-Design muss sorgfältig bestimmt werden. Es gibt viele Stellschrauben, die je nach Ausrichtung\r\neinen positiven oder einen negativen Einfluss auf bestimmte Bewertungskriterien haben könnten. Die-\r\nses Paper untersucht die wesentlichen Stellschrauben eines CfD im Hinblick auf a) den Anreiz für neue\r\nEE-Projekte, b) die Begrenzung der volkswirtschaftlichen Risiken sowie c) die Verbesserung der Marktin-\r\ntegration der EE-Anlagen.\r\nIn dieser qualitativen Analyse werden die Stellschrauben zunächst einzeln bewertet. Zum Schluss folgt\r\nein Kombinationsbeispiel der konkreten Einstellung dieser Stellschrauben. Es zeigt sich aber, dass es\r\nimmer wieder zu Interessenskonflikten kommt: ein Parameter, der neue EE-Projekte besonders gut för-\r\ndert, ist mitunter ein höheres Risiko für Staat und Gesellschaft, weil eine Überförderung oder zu hohe\r\nKosten drohen.\r\nZiel dieses Papers ist es, politischen Entscheidungsträgern und der interessierten Öffentlichkeit den\r\nWerkzeugkasten für die Gestaltung von CfDs vorzustellen. Dabei sollen in verständlicher Sprache die\r\nWirkmechanismen der Stellschrauben erläutert werden. Die Leserschaft soll am Ende in der Lage sein,\r\nnach einem selbst gewählten Wertegerüst die CfD-Stellschrauben entsprechend zu justieren.\r\n3\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Welche Förderung brauchen EE-Anlagen noch? ................................................................................................ 5\r\n1.1 Was ist ein CfD? ............................................................................................................................................................. 5\r\n1.2 Was sind die Alternativen?......................................................................................................................................... 5\r\n2 Bewertungsmaßstäbe für die CfD-Politik ............................................................................................................. 7\r\n2.1 Anreiz für neue EE-Projekte ....................................................................................................................................... 7\r\n2.2 Begrenzung der volkswirtschaftlichen Risiken .................................................................................................... 7\r\n2.3 Verbesserung der Marktintegration ........................................................................................................................ 8\r\n2.4 Details zur Methodik .................................................................................................................................................... 9\r\n3 Stellschrauben für das CfD-Design......................................................................................................................... 9\r\n3.1 Überblick .......................................................................................................................................................................... 9\r\n3.2 Stellschrauben zur Preisgestaltung ........................................................................................................................ 9\r\n3.2.1 Preis-Modell............................................................................................................................................... 10\r\n3.2.2 Referenz-Erzeugungsprofil zur Berechnung des Benchmark-Preises ..................................... 11\r\n3.2.3 Bezugsmarkt zur Berechnung des Benchmark-Preises ................................................................ 11\r\n3.2.4 Bezugszeitraum zur Berechnung des Benchmark-Preises .......................................................... 11\r\n3.3 Stellschrauben zur Mengengestaltung ................................................................................................................13\r\n3.3.1 Mengen-Modell ........................................................................................................................................ 13\r\n3.3.2 Referenz-Erzeugung zur Berechnung der CfD-Menge ................................................................. 14\r\n3.3.3 Bezugszeitraum zur Berechnung der CfD-Menge.......................................................................... 14\r\n3.4 Sonstige vertragliche Stellschrauben ...................................................................................................................14\r\n3.4.1 Beginn der Förderung ............................................................................................................................. 14\r\n3.4.2 Dauer der Förderung ............................................................................................................................... 15\r\n4 Vorschläge für ein CfD Design ............................................................................................................................... 16\r\n4.1 Aktuelle Situation .......................................................................................................................................................16\r\n4.2 Ausgewogenes Design ...............................................................................................................................................16\r\n5 Fazit ................................................................................................................................................................................ 18\r\n4\r\nAbbildungsverzeichnis\r\nAbbildung 1: Die Wirkungsweise eines CfD ....................................................................................................................................... 5\r\nAbbildung 2: Fördermechanismen für EE-Anlagen im Vergleich ................................................................................................ 6\r\nAbbildung 3: Zielsystem für die Fördermechanismen von EE-Anlagen.................................................................................... 8\r\nAbbildung 4: Übersicht der Stellschrauben und Einstellungsmöglichkeiten .......................................................................10\r\nAbbildung 5: Design-Vorschlag für ein ausgewogenes CfD-Förderinstrument (rote Markierung zeigt die gewählte\r\nEinstellung der jeweiligen Stellschraube) ........................................................................................................................................17\r\nWelche Förderung brauchen EE-Anlagen noch?\r\nCfD Policy Briefing - Analyse der Stellschrauben 5\r\n1 Welche Förderung brauchen\r\nEE-Anlagen noch?\r\n1.1 Was ist ein CfD?\r\nCfDs stellen ein politisches Instrument zur fi-\r\nnanziellen Absicherung von Stromerzeugungs-\r\nanlagen dar. Das Instrument kann insbesondere\r\nbei EE-Anlagen wirksam eingesetzt werden, de-\r\nren Stromgestehungskosten nahe dem Markt-\r\npreis für Strom liegen. Bei einem CfD muss der\r\nAnlagenbetreiber den erzeugten Strom am\r\nGroßhandelsmarkt veräußern, aber der Erlös pro\r\nEinheit (EUR/MWh) wird auf die Höhe des CfD\r\nStrike-Preises gesichert. In staatlich organisier-\r\nten Auktionen werden CfDs an diejenigen Pro-\r\njekte vergeben, die die niedrigsten Strike-Preise\r\nfordern, bis das ausgeschriebene Fördervolu-\r\nmen erschöpft ist. Während der Betriebsphase\r\nwird dem Anlagenbetreiber bei Marktpreisen\r\n(auch „Benchmark-Preis“ genannt) unterhalb\r\ndes Strike-Preises die Differenz zwischen\r\nBenchmark-Preis und Strike-Preis ausgezahlt,\r\nbei Marktpreisen oberhalb des Strike-Preises\r\nmuss der Anlagenbetreiber die Differenz zu-\r\nrückzahlen (vgl. Abbildung 1). Die Höhe der Aus-\r\nzahlung ergibt sich aus der abrechnungsrele-\r\nvanten Menge multipliziert mit der Preisdiffe-\r\nrenz aus CfD Strike-Preis und Benchmark-Preis.\r\nDie Art und Weise der Herleitung der Bench-\r\nmark-Preise sowie der abrechnungsrelevanten\r\nCfD-Mengen, und die Gestaltung der CfD Strike-\r\nPreise kann ganz unterschiedlich sein. Je nach\r\nAusgestaltung dieser Parameter kann die Ein-\r\nführung von CfDs im Strommarkt sehr unter-\r\nschiedliche Anreize zur Markintegration für EE-\r\nAnlagenbetreiber oder zur Nutzung des CfD-\r\nFörderregimes bewirken. Die Bandbreite der\r\nWirkung dieser Designoptionen reicht von sehr\r\nnegativ bis sehr positiv. Dieses Paper untersucht\r\ndie Stellschrauben von CfDs und deren Wirkung\r\nauf unterschiedliche Kriterien.\r\nAbbildung 1: Die Wirkungsweise eines CfD\r\n1.2 Was sind die Alternativen?\r\nIn der Historie der Förderinstrumente ist der CfD\r\nfür Deutschland eine Weiterentwicklung in die\r\nRichtung, dass der Staat weniger Risiken trägt\r\nund die Projektentwickler und Anlagenbetreiber\r\nmehr Risiken tragen müssen (vgl. Abbildung 2).\r\nDer Ursprung der Förderinstrumente für EE-An-\r\nlagen – nämlich die feste Einspeisevergütung –\r\nentbindet den Betreiber von der Vermarktung\r\nund garantiert einen festen Erlös für jede einge-\r\nspeiste Einheit Strom. Die Direktvermarktung\r\n(DV) mit gleitender Marktprämie (gMP) wurde\r\nWelche Förderung brauchen EE-Anlagen noch?\r\nCfD Policy Briefing - Analyse der Stellschrauben 6\r\nspäter eingeführt und wird auch als einseitiger\r\nCfD bezeichnet. Sie gibt vor, dass Betreiber ih-\r\nren Strom selbst vermarkten müssen, dank der\r\nMarktprämie aber im Monatsmittel mindestens\r\neinen „anzulegenden Wert“ als Erlös pro Einheit\r\nerhalten werden. Niedrigere Erlöse aus dem\r\nSpotmarkt werden also aufgefüllt, Überschüsse\r\naus der Vermarktung bleiben beim Betreiber.\r\nDer CfD gibt vor, dass eine Ausgleichszahlung\r\nzwischen dem Benchmark-Preis und dem CfD\r\nStrike-Preis in beide Richtungen gilt. Die\r\nnächste Stufe in Bezug auf die Neuverteilung\r\ndes Risikos zwischen Staat und Betreibern wäre\r\ndas Power Purchase Agreement (PPA), bei dem\r\nder Staat keinerlei finanzielle Garantien ge-\r\nwährt. Stattdessen vereinbaren zwei bilaterale\r\nVertragsparteien den Stromliefervertrag indivi-\r\nduell (Preis, Menge, Lieferstruktur etc.). Der\r\nStaat kann hier lediglich Rahmenbedingungen\r\nschaffen, die den Abschluss von PPAs begünsti-\r\ngen, das PPA selbst ist aber individuelle Ver-\r\nhandlungssache.\r\nNach §1a EEG 2023 soll der Zubau erneuerbarer\r\nEnergien (EE) in Deutschland nach der Vollen-\r\ndung des deutschen Kohleausstiegs und in Er-\r\nwartung eines zunehmend stärkeren (europäi-\r\nschen) CO2-Preises marktgetrieben erfolgen,\r\nd.h. ohne finanzielle Förderung. Ein weiterer\r\nFörderbedarf ist allerdings zum heutigen Zeit-\r\npunkt noch nicht auszuschließen.\r\nBis dahin ist eine Förderung zur Beschleunigung\r\ndes EE-Ausbaus ratsam in Anbetracht der Ziele\r\nfür das Jahr 2030. Der Europäische Rat und das\r\nEuropäische Parlament einigten sich im Dezem-\r\nber 2023 darauf, dass die finanzielle Förderung\r\nvon EE-Anlagen nach einer Übergangsphase\r\nvon 3 Jahren nur noch mittels CfDs oder ähnli-\r\ncher Instrumente mit gleicher Wirkung stattfin-\r\nden darf.1 Gleichzeitig soll ein geeigneter\r\nRechtsrahmen geschaffen werden, der den Ab-\r\nschluss von PPAs erleichtert. Nun braucht es\r\nalso ein geeignetes CfD-Design, das zum einen\r\nden Ausbau neuer EE-Anlagen gezielt voran-\r\ntreibt, aber auch genügend Raum lässt für einen\r\nförderfreien Ausbau und einer selbständigen\r\nVermarktung mittels PPAs.\r\nAbbildung 2: Fördermechanismen für EE-Anlagen im Vergleich\r\n1 Quelle: https://www.consilium.europa.eu/en/press/press-releases/2023/12/14/reform-of-electricity-market-design-council-and-parliament-\r\nreach-deal/\r\nBewertungsmaßstäbe für die CfD-Politik\r\nCfD Policy Briefing - Analyse der Stellschrauben 7\r\n2 Bewertungsmaßstäbe für die\r\nCfD-Politik\r\nDie deutsche Bundesregierung hat Ziele für den\r\nAusbau der EE-Anlagen festgelegt (z.B. für 2030:\r\n215 GW PV-Anlagen, 115 GW Windenergieanla-\r\ngen an Land, mindestens 80% EE-Anteil im\r\nStrommix)2. Das primäre Ziel für einen Förder-\r\nmechanismus, der auf den Ausbau der EE-Anla-\r\ngen abzielt, ist also die beschriebenen Ausbau-\r\nziele zu erreichen, um damit die Klimaschutz-\r\nmaßnahmen zu unterstützen. Ein gut gewählter\r\nFördermechanismus hat aber nicht nur den Zu-\r\nbau neuer Anlagen im Blick, sondern auch die\r\nRisiken oder Kosten, die die Gesellschaft durch\r\ndiese Förderung tragen müsste, sowie die lang-\r\nfristige Perspektive der Marktintegration. Ent-\r\nsprechend ergeben sich für diese Analyse drei\r\nBewertungskategorien, die jeweils weitere,\r\nkonkrete Unterkategorien umfassen (vgl. Abbil-\r\ndung 3). Die Unterkategorien zahlen auf die\r\nOberkategorie ein und werden im Folgenden er-\r\nläutert.\r\n2.1 Anreiz für neue EE-Projekte\r\nDamit neue Projekte geplant und gebaut wer-\r\nden, müssen insbesondere die finanziellen und\r\nrechtlichen Rahmenbedingungen passen\r\n1) Die Erlöse müssen möglichst planbar\r\nsein, die Investition muss eine attraktive\r\nRendite für den Investor abwerfen.\r\n2) Niedrige Finanzierungskosten\r\nermöglichen niedrige\r\nStromgestehungskosten insgesamt.\r\nDafür benötigen die Kapitalgeber u.a.\r\nplanbare, zuverlässige Erlöse und\r\nstabile gesetzliche\r\nRahmenbedingungen.\r\n3) Marktakteure und Technologien sollten\r\nnicht durch Regeln und Vorgaben\r\ndiskriminiert, also benachteiligt oder\r\nausgeschlossen werden, wenn es keine\r\ntriftigen Gründe gibt. Nur so kann ein\r\ndynamisches, wettbewerbliches Umfeld\r\nentstehen.\r\n4) Stabile gesetzliche\r\nRahmenbedingungen schaffen\r\n2 Quelle: https://www.bundesregierung.de/breg-de/schwerpunkte/klimaschutz/energiewende-beschleunigen-2040310\r\nVertrauen und Planungssicherheit für\r\nden gesamten Sektor. Dieser Aspekt\r\nkann allerdings durch das Design des\r\nCfD-Fördermechanismus nicht alleinig\r\nabgedeckt werden, sondern ist eine\r\nallgemeine Aufgabe von Politik.\r\n2.2 Begrenzung der volkswirtschaft-\r\nlichen Risiken\r\nRisiken gehen niemals verloren, sie können\r\naber übertragen werden. Wenn also ein privater\r\nInvestor für neue EE-Anlagen weniger Erlösri-\r\nsiko tragen muss, fällt es auf andere (Steuerzah-\r\nler, Verbraucher, etc.) zurück, diese Risiken zu\r\nübernehmen. Der Staat hat die Aufgabe, diese\r\nRisikoübertragung sorgfältig zu gestalten.\r\n1) Eine Überförderung der EE-Projekte\r\nsowie die Überwälzung von Kosten auf\r\nden Staat oder die Verbraucher ist zu\r\nverhindern. Die EE-Projekte dürfen nicht\r\nübermäßig auf Kosten der Gesellschaft\r\nprofitieren.\r\n2) Der bürokratische und administrative\r\nAufwand für die Umsetzung des\r\nFördermechanismus ist möglichst klein\r\nzu halten. Das betrifft auch mögliche\r\nUmstellungskosten eines alten auf das\r\nneue Fördersystem.\r\n3) Um die gute Versorgungssicherheit im\r\nLand zu bewahren, ist der Mechanismus\r\nso zu gestalten, dass ausreichend\r\nErzeugungskapazität geschaffen wird\r\nund der Staat oder die Verbraucher nicht\r\nunter eine Knappheit in der\r\nStromerzeugung leiden müssen.\r\n4) Schließlich sollte auch die technische\r\nSystem- und Netzstabilität durch eine\r\nsystemdienliche Betriebsweise erhalten\r\nbleiben, um Kosten für ansonsten\r\nerforderliche Maßnahmen abzuwenden.\r\nBewertungsmaßstäbe für die CfD-Politik\r\nCfD Policy Briefing - Analyse der Stellschrauben 8\r\nAbbildung 3: Zielsystem für die Fördermechanismen von EE-Anlagen\r\n2.3 Verbesserung der Marktintegra-\r\ntion\r\nWie beschrieben sollen alle Stromerzeuger mit\r\ndem Ende des Kohleausstiegs allein durch das\r\nAgieren am Markt und ohne staatliche finanzi-\r\nelle Absicherung rentabel sein. Ob dieser politi-\r\nsche Wunsch auch Realität wird, bleibt abzu-\r\nwarten. Jedoch wird auch bei nicht vollständiger\r\nZielerreichung die Anzahl und der Anteil der\r\nförderfreien EE-Anlagen in den kommenden\r\nJahren weiter ansteigen. Für die Marktintegra-\r\ntion werden die zwei wichtigsten Marktseg-\r\nmente unterschieden, die eigenständig für sich\r\narbeiten.\r\n1) Die Integration von EE-Anlagen am\r\nSpotmarkt (kurzfristiger Stromhandel)\r\nzielt darauf ab, dass der Dispatch\r\nweiterhin effizient funktioniert. Dafür\r\nmüssen Preissignale, die Überschüsse\r\noder Knappheiten anzeigen, die\r\nBetriebsweise der Anlagen beeinflussen\r\n(z.B. Abregeln bei negativen\r\nStrompreisen). Das CfD-Design sollte so\r\ngewählt werden, dass solche\r\nPreissignale von Anlagenbetreibern\r\nberücksichtigt werden.\r\n2) Die Integration von EE-Anlagen am\r\nTerminmarkt (langfristiger\r\nStromhandel) zielt darauf ab, dass ein\r\nliquider Terminmarkt als marktliches\r\nAbsicherungsinstrument überhaupt\r\nerhalten bleibt, auch wenn viele\r\nregelbare Kraftwerke aus dem Markt\r\nausscheiden werden und deren\r\nHandelsvolumen wegfällt. Um\r\nausreichend Liquidität am Terminmarkt\r\nzu erreichen, muss es auch für EE-\r\nAnlagen wichtig sein, sich dort\r\nabzusichern. Dies kann in Form von\r\nstandardisierten Börsenkontrakten\r\npassieren (was für EE-Anlagen mit\r\nfluktuierender Einspeisung\r\nherausfordernd ist) oder über PPAs\r\n(bilateraler Handel). Durch das\r\nabsehbare Ende der finanziellen\r\nFörderung für EE-Anlagen ist es darüber\r\nhinaus sinnvoll, Investoren und\r\nAnlagenbetreiber bereits heute mit den\r\nMechanismen und Produkten am\r\nPrimäres Ziel: EE-Ausbauziele erreichen zum Zwecke des Klimaschutz\r\nAnreiz für neue EE-\r\nProjekte\r\nplanbare Erlöse, attraktive\r\nRenditechancen [REN]\r\nniedrige\r\nFinanzierungskosten für\r\nniedrige LCOE [FIN]\r\nkeine Diskriminierung\r\n(Technologien, Marktakteure)\r\n[DIS]\r\nstabile gesetzliche\r\nRahmenbedingungen für\r\nPlanungssicherheit [GES]\r\nBegrenzung der\r\nvolkswirtschaftlichen\r\nRisiken\r\nÜberförderung sowie\r\nUmwälzung von Kosten auf\r\nStaat/Verbraucher\r\nverhindern [FÖR]\r\nbürokratischen/\r\nadministrativen Aufwand\r\nminimieren [BÜR]\r\nSystem- und Netzstabilität\r\nerhalten durch\r\nsystemdienliche\r\nBetriebsweise [STA]\r\nVersorgungssicherheit durch\r\nausreichend\r\nErzeugungskapazität\r\nschaffen [VER]\r\nSpotmarktintegration:\r\nPreissignale wirken auf\r\nBetriebsweise der Anlagen\r\n[SPO]\r\nVerbesserung der\r\nMarktintegration\r\nTerminmarktintegration:\r\nLiquidität des Terminmarkts\r\nerhalten, z.B. durch PPAs\r\n[TER]\r\nStellschrauben für das CfD-Design\r\nCfD Policy Briefing - Analyse der Stellschrauben 9\r\nTerminmarkt vertraut zu machen, also\r\neine Lernkurve frühzeitig zu fördern,\r\nsodass später der Wechsel in die\r\nförderfreie Vermarktung leichter fällt.\r\nDer CfD-Fördermechanismus sollte also\r\nnicht jegliche Absicherungsfunktion\r\nübernehmen (sei es im Volumen, über\r\ndie Laufzeit des Projekts o.ä.), sondern\r\nFreiheiten für eigenständige Aktivitäten\r\nam Terminmarkt (insbesondere für\r\nPPAs) lassen. Die Bedeutung eines\r\nliquiden und funktionierenden\r\nTerminmarkts gegen kurzfristige\r\nPreisschocks für Stromerzeuger,\r\nStromverbraucher sowie für politische\r\nEntscheidungsträger wurde in der\r\nEnergiepreiskrise 2022 besonders\r\ndeutlich.\r\n2.4 Details zur Methodik\r\nDie hier aufgeführten Ober- und Unterkriterien\r\nwerden für die Bewertung von Design-Optionen\r\nder wesentlichen CfD-Stellschrauben im nach-\r\nfolgenden Kapitel herangezogen. Bewertet wird\r\nanhand der Marktexpertise der Autoren. Die Be-\r\nwertungsskala ist normativ von „negativer Ein-\r\nfluss“ bis „positiver Einfluss“. und so Anreize für\r\ndie Integration in den Terminmarkt gesetzt wer-\r\nden. Ist z.B. der Floor-Preis relativ niedrig und\r\nniedrige Marktpreise liegen noch innerhalb des\r\nKanals, so entgehen dem Anlagenbetreiber\r\nKompensationszahlungen und damit Einnah-\r\nmen.\r\nDie Bewertung auf den normativen Skalen ist in\r\neiner PowerPoint-Datei dokumentiert. Der Text\r\ndes nächsten Kapitels erläutert die Design-Op-\r\ntionen und führt wichtige Aspekte aus.\r\n3 Stellschrauben für das CfD-\r\nDesign\r\n3.1 Überblick\r\nAus der Vielzahl an Detailregelungen und De-\r\nsignelementen, die für das CfD-Design zu be-\r\nstimmen sind, werden in diesem Kapitel die we-\r\nsentlichen Stellschrauben ausgewählt und in\r\ndrei Kategorien segmentiert (vgl. Abbildung 4):\r\n1) Stellschrauben, die auf die Festlegung\r\ndes CfD Strike-Preises sowie die\r\nBerechnung der Benchmark-Preise\r\neinwirken, die also Einfluss nehmen\r\nkönnen auf die Differenz zwischen\r\nStrike- und Benchmark-Preisen.\r\n2) Stellschrauben, die auf die Ermittlung\r\nder abrechnungsrelevanten\r\nStrommenge abzielen, sowie die\r\nZuteilung von Mengen in das CfD-\r\nModell umfassen. Diese Menge ist\r\nentsprechend auch wichtig für die\r\nBerechnung der Ausgleichszahlungen.\r\n3) Stellschrauben, die weitere vertragliche\r\nAspekte regeln, wie zum Beispiel den\r\nBeginn des Förderzeitraums (im\r\nVergleich zur Inbetriebnahme oder zum\r\nZeitpunkt der Ausschreibung) sowie die\r\nLaufzeit der Förderung. Aufgrund der\r\nlangen Projektlebensdauer von EE-\r\nAnlagen wird mit diesen Stellschrauben\r\ndie Absicherungsfunktion ganz\r\nwesentlich mitbestimmt.\r\n3.2 Stellschrauben zur Preisgestal-\r\ntung\r\nDie folgenden Stellschrauben beziehen sich auf\r\nden CfD Strike-Preis bzw. die Definition des\r\nBenchmark-Preises. Die Ausrichtungen dieser\r\nStellschrauben haben einen erheblichen Ein-\r\nfluss darauf, ob der Erlös als ausreichend hoch\r\nund stabil für die erforderliche Planungssicher-\r\nheit neuer Anlagen eingeschätzt wird, aber\r\ngleichzeitig den Staat vor finanzieller Überlas-\r\ntung schützt.\r\nStellschrauben für das CfD-Design\r\nCfD Policy Briefing - Analyse der Stellschrauben 11\r\nrige Marktpreise liegen noch innerhalb des Ka-\r\nnals, so entgehen dem Anlagenbetreiber Kom-\r\npensationszahlungen und damit Einnahmen.\r\n3.2.2 Referenz-Erzeugungsprofil zur Be-\r\nrechnung des Benchmark-Preises\r\nBei der Wahl des Referenz-Erzeugungsprofils\r\nfür die Berechnung des Benchmark-Preises geht\r\nes darum, ob entweder ein variables Einspeise-\r\nprofil (z.B. einer EE-Anlage) oder ein „flaches\r\nProfil“ mit konstanter Einspeisung (auch als\r\n„Grundlast-Profil“ oder „Base-Band“ bezeichnet)\r\nherangezogen wird.\r\nBei einem variablen Einspeiseprofil muss der\r\nBenchmark-Preis mengengewichtet ermittelt\r\nwerden, d.h. die eingespeiste Menge in jeder\r\nStunde dieses Profils bestimmt das Gewicht des\r\nPreises derselben Stunde. Welche Art von Ein-\r\nspeiseprofil herangezogen werden kann, ist im\r\nAbschnitt 3.3.2 näher untersucht. Ein mengen-\r\ngewichteter, technologiespezifischer Bench-\r\nmark-Preis bildet den Wert der Erzeugungstech-\r\nnologie in der betreffenden Periode gut ab und\r\nkönnte eine systemdienliche Betriebsweise der\r\nEE-Anlagen anreizen. Die Methodik ist aus dem\r\nFördermechanismus zur gleitenden Marktprä-\r\nmie weitgehend bekannt.\r\nDer über ein Grundlast-Profil definierte Bench-\r\nmark-Preis beschreibt, wie viel der Strom einer\r\ndauerhaft und gleichmäßig einspeisenden An-\r\nlage wert gewesen wäre. Mit anderen Worten:\r\naus den Preisen aller einzelnen Stunden einer\r\nLieferperiode wird ein Mittelwert gebildet ohne\r\nGewichtung bestimmter Stunden. Dieser Wert\r\nwird dann als Benchmark-Preis für die fluktuie-\r\nrend einspeisenden EE-Anlagen verwendet und\r\nmit deren Strike-Preis verglichen. Der Kanniba-\r\nlisierungseffekt der fluktuierend einspeisenden\r\nEE-Anlagen am Spotmarkt wird damit allerdings\r\nausgehebelt. EE-Anlagen wird dann ein anderer\r\nMarkterlös zugewiesen als derjenige, der durch\r\ndas Einspeiseprofil erzielt werden konnte. In\r\nMonaten mit starker Kannibalisierung (z.B. bei\r\nPV-Anlagen im Sommer) führt das zu einer\r\nSchlechterstellung des Anlagenbetreibers.\r\nDiese Problematik könnte gemildert werden,\r\nwenn die gebotenen Strike-Preise der Anlagen-\r\nbetreiber in den wettbewerblichen Ausschrei-\r\nbungen entsprechend der Profilwertigkeit ange-\r\npasst werden. Anlagenbetreiber müssen sich in\r\njedem Fall intensiv mit dem Thema Profilwert\r\nim Vergleich zum Grundlast-Preis auseinander-\r\nsetzen. Dies kann sich positiv auf die Termin-\r\nmarktintegration auswirken, da am Termin-\r\nmarkt auch mit Grundlast-Profilen gehandelt\r\nwird und Lerneffekte aus einem derartigen CfD-\r\nModell genutzt werden können.\r\n3.2.3 Bezugsmarkt zur Berechnung des\r\nBenchmark-Preises\r\nBeim Bezugsmarkt hat man die Wahl zwischen\r\nden Optionen Intraday, Day-Ahead und Termin-\r\nmarkt. Je länger der Bezugsmarkt in die Zukunft\r\ngeht, umso planbarer sind die Erlöse für Anla-\r\ngenbetreiber. Dementsprechend bieten Termin-\r\nmarktpreise die größte Planungssicherheit für\r\nProjekte, aber auch für den Staat. Allerdings\r\nzeigt sich bei der Marktintegration ein umge-\r\nkehrtes Bild. Preise auf den Intraday- oder Day-\r\nAhead Märkten sind wesentlich volatiler. Intra-\r\nday Preise sind intransparenter und es gibt kei-\r\nnen einheitlichen Marktpreis. Unter diesen As-\r\npekten würden sich Anlagenbetreiber wohl eher\r\nan den Terminmärkten absichern.\r\nDie schon heutige Förderung in Form der Markt-\r\nprämie mit Day-Ahead Preisen als Bezugsmarkt\r\nkann in Relation zu den anderen Optionen als\r\nMittelweg gesehen werden und schafft den\r\nSpagat zwischen der Begrenzung des bürokrati-\r\nschen Aufwands (im Vergleich zu Intraday-\r\nMärkten) und der Schaffung von Anreizen sich\r\nunabhängig von Förderungen am Terminmarkt\r\nabzusichern.\r\n3.2.4 Bezugszeitraum zur Berechnung\r\ndes Benchmark-Preises\r\nDieses Kriterium bestimmt, über welchen Zeit-\r\nraum ein bestimmter Benchmark-Preis herange-\r\nzogen und zu einem Durchschnittswert verar-\r\nbeitet wird. Die Dauer des Bezugszeitraums\r\nwirkt sich in einem klaren Muster auf die An-\r\nStellschrauben für das CfD-Design\r\nCfD Policy Briefing - Analyse der Stellschrauben 12\r\nreize für neue Projekte, den bürokratischen Auf-\r\nwand und die Marktintegration aus. Je kürzer,\r\ndesto mehr Anreize für neue Projekte, desto hö-\r\nher der bürokratische Aufwand und desto weni-\r\nger Anreize für eine Terminmarktintegration.\r\nWerden die Preise im (Viertel-)Stundentakt ab-\r\ngerechnet (entspricht der Granularität der Spot-\r\nmarkt-Produkte), ergibt sich ein hohes Maß an\r\nErlösabsicherung für den Betreiber, aber kein\r\nAnreiz auf Spotpreissignale zu reagieren. Die er-\r\nhöhte Rentabilität wird mit einem Verlust in Sa-\r\nchen Spotmarktintegration erkauft. Außerdem\r\nwürde dies einen hohen bürokratischen Auf-\r\nwand für den Staat bedeuten, um Daten zu er-\r\nfassen.\r\nEin monatlicher oder jährlicher Referenzzeit-\r\nraum reduziert den bürokratischen Aufwand\r\nund ist eher kompatibel mit schon heute gängi-\r\ngen Abrechnungszeiträumen. Außerdem wer-\r\nden mehr Anreize für eine selbstständige Di-\r\nrektvermarktung gesetzt. Anlagenbetreiber\r\nwürden sich am Spotmarkt optimieren und ver-\r\nhindern, bei hohen negativen Strompreisen Ver-\r\nluste einzufahren. Dieses Risiko besteht darin,\r\nExkurs: Financial Wind CfDs nach Schlecht / Maurer / Hirth:\r\nKlassische (oder „Benchmark“) CfDs wie hier bisher beschrieben werden von der Forschergruppe um\r\nLion Hirt (Hertie School, Berlin) in einem Working Paper von 2022 als nicht ausreichend bewertet, da\r\ndie gesamte Einspeisung vergütet wird und so nicht genügend Anreize zur Marktintegration gesetzt\r\nwerden. Daher schlagen die Autoren vor, die Erzeugungsmenge von der Vergütung zu trennen. Anla-\r\ngenbetreiber erhalten eine über eine Ausschreibung ermittelte feste Vergütung. Über die Einspeisung\r\neiner (virtuellen) Referenzanlage und die Day-Ahead Preise werden die stündlichen potenziellen Ge-\r\nwinne errechnet, die dann vom Anlagenbetreiber an den Staat zurückgezahlt werden müssen. Gelingt\r\nes dem Anlagenbetreiber höhere Gewinne als die Referenzanlage zu erzielen, so dürfen diese „Über-\r\ngewinne“ behalten werden. Vermarktet sich ein Anlagenbetreiber schlechter, so entspricht die Diffe-\r\nrenz zwischen eigenen Gewinnen und denen der Referenzanlage dem Verlust des Anlagenbetreibers.\r\nWenn diese Differenz höher als die feste stündliche Vergütung ist, macht der Anlagenbetreiber einen\r\ntatsächlichen Verlust.\r\nDie vorgestellte Idee wirkt sich auf mehrere hier diskutierte Stellschrauben im CfD-Design aus. Das\r\nFinancial CfD beinhaltet einen festen Strike-Preis (Kapitel 3.2.1) auf Basis dessen der Staat konstante\r\nBeträge an den Anlagenbetreiber auszahlt. Die Rückzahlungen vom Anlagenbetreiber an den Staat\r\nwerden über die eingespeiste Menge einer technologiespezifischen Referenzanlage ermittelt (Kapitel\r\n3.2.2 in Verbindung mit 3.3.2) sowie über die stündlichen Day-Ahead Marktpreise (Kapitel 3.2.3). Für\r\ndie Referenzanlage werden drei verschiedene Methoden vorgeschlagen. Als Abrechnungs-Turnus wird\r\nmonatlich vorgeschlagen, die Laufzeit des Financial CfD’s soll 20 Jahre betragen (Kapitel 3.4.2). Auf-\r\ngrund der langen Förderlaufzeit zielt das Financial CfD auf Neuanlagen ab, sodass die Förderung ab\r\nInbetriebnahme zu erwarten wäre (Kapitel 3.4.1).\r\nEin Merkmal, welches das Financial CfD von allen anderen CfD-Arten unterscheidet, ist, dass hierbei\r\nnicht nur das Preisrisiko abgesichert wird, sondern auch das Volumenrisiko. Das Volumenrisiko be-\r\nzeichnet die wetterabhängige Einspeisung. In einem für den Anlagenbetreiber schlechten Wetterjahr\r\nfällt der Erlös beim Benchmark CfD (und anderen Modellen) aufgrund der geringen produzierten Menge\r\nStrom niedrig aus. Beim Financial CfD ist das nicht der Fall, die staatlichen Auszahlungen sind volu-\r\nmen- und wetterunabhängig.\r\nDer wesentliche Vorteil des Financial CfD für Anlagenbetreiber ist also, dass das Erlösrisiko, zusam-\r\nmengesetzt aus Preis- und Volumenrisiko, vollständig abgesichert ist. Dies verbessert die Erlöspla-\r\nnung, was sich wiederum in geringeren Kapitalkosten (da weniger Erlösrisiko) widerspiegeln müsste.\r\nDas Erlösrisiko übernimmt im Umkehrschluss der Staat.\r\nStellschrauben für das CfD-Design\r\nCfD Policy Briefing - Analyse der Stellschrauben 13\r\ndass Schwankungen der stündlichen Markt-\r\nwerte im monatlichen/jährlichen Benchmark-\r\nPreis nivelliert werden, was zu einem niedrigen\r\nBetrag für die Ausgleichszahlung führt. Nega-\r\ntive Preise am Spotmarkt, die von dieser (nied-\r\nrigen) Ausgleichszahlung nicht kompensiert\r\nwerden, würden für den Betreiber zu Verlusten\r\nführen. Darüber hinaus ähnelt ein monatlich o-\r\nder jährlich festgeschriebener Preis den Gege-\r\nbenheiten der Terminmärkte, was dazu führt,\r\ndass Kompetenzen im Bereich Terminmarkt-\r\nhandel / PPAs aufgebaut werden.\r\n3.3 Stellschrauben zur Mengenge-\r\nstaltung\r\n3.3.1 Mengen-Modell\r\nFür das CfD Mengen-Modell gibt es zwei An-\r\nsatzpunkte: 1) gibt es eine Lieferverpflichtung\r\neiner Mindestmenge für den Anlagenbetreiber\r\noder nicht, und 2) inwiefern können während\r\nder CfD-Laufzeit Mengen der Stromerzeugung\r\nin bestimmte Vermarktungsregime zugeteilt (al-\r\nlokiert) werden.\r\nDie Verpflichtung einer Liefermenge erhöht den\r\nDruck für die Anlagenbetreiber, genau zu kalku-\r\nlieren und die zugesicherte Menge auch zu lie-\r\nfern. Es könnte sowohl eine zu liefernde Min-\r\ndestmenge aber auch eine maximale Menge\r\nfestgelegt werden, die noch gefördert wird. Je\r\nnach dem kann der Anlagenbetreiber dann die\r\nprognostizierte Erzeugungsmenge optimieren,\r\nindem er z.B. einen sicheren Sockelbetrag über\r\ndas CfD und einen (unsicheren) zusätzlichen Er-\r\ntrag über andere Märkte veräußert. Der System-\r\nbetreiber bzw. Staat gewinnt durch Lieferver-\r\npflichtungen Sicherheit für bereitgestellte Men-\r\ngen und kann hinsichtlich der Zielerreichung\r\nder EE-Anteile an der Stromerzeugung besser\r\nplanen.\r\nOhne Verpflichtung von Liefermengen ist der\r\nAnlagenbetreiber nicht in der Pflicht, die Strom-\r\nerzeugung zu optimieren oder Fehlmengen ge-\r\neignet nachzukaufen. Sofern die Erträge aus\r\ndem CfD ausreichen, ist keine weitere Absiche-\r\nrung des Erlösrisikos für den Betreiber erforder-\r\nlich.\r\nDie Möglichkeiten der Zuteilung von erzeugten\r\nStrommengen in CfDs oder andere Märkte\r\nergibt sich wie folgt.\r\nZunächst könnte die Möglichkeit der Kombina-\r\ntion von PPA und CfD auf Projektebene ausge-\r\nschlossen werden. Je nach Attraktivität des CfD-\r\nProgrammes könnte das das PPA-Geschäft er-\r\nheblich schmälern.\r\nDie Mengen-Allokation könnte ex-ante, also vor\r\nBeginn der Lieferperiode erfolgen. Dann müss-\r\nten Anlagenbetreiber anhand von Prognosen\r\nabschätzen, wie viel Volumen in welche Ver-\r\nmarktungsform allokiert wird. Im CfD wäre für\r\ndiese Option ein Minimum der zu erzeugenden\r\nMenge im Betrachtungszeitraum festzulegen.\r\nÜberschüsse können dann in die freie Vermark-\r\ntung. Das Risiko, dass die zugesagten Mengen\r\nnicht geliefert werden, liegt beim Betreiber.\r\nAlternativ könnte eine Mengen-Allokation ex-\r\npost vorgenommen werden. Dann würde nach\r\nder Lieferperiode eine bestimmte erzeugte\r\nMenge in das CfD-Programm gestellt. Im CfD\r\nwäre für diese Option ein Maximum der erzeug-\r\nten Menge festzulegen, die ein Betreiber über\r\ndas CfD absichern kann. Diese Option wurde z.B.\r\nim polnischen CfD-Modell gewählt. Dort kann\r\nman innerhalb von drei Jahren eine festgelegte\r\nMenge flexibel in die CfD-Absicherung schrei-\r\nben.\r\nZuletzt wäre eine weitere Option, statt der\r\ngleichzeitigen Nutzung von CfD und anderen\r\nVermarktungsformen, einen (regelmäßigen)\r\nWechsel dazwischen zu ermöglichen, z.B. jähr-\r\nlich. Alternativ könnte die Anzahl der Wechsel\r\nzwischen den Vermarktungsformen über die\r\nLaufzeit der Förderung begrenzt werden, z.B.\r\nsind bei 10 Jahren Laufzeit 3 Wechsel erlaubt.\r\nHierbei besteht die Gefahr der Ausnutzung der\r\nCfD-Absicherung in „schlechten“ Zeiten, außer-\r\ndem entsteht ein enormer administrativer Auf-\r\nwand sollten zahlreiche Ummeldungen möglich\r\nsein. Die Terminmarktintegration wäre hierbei\r\nbegrenzt, da für „schlechte“ Monate der CfD be-\r\nvorzugt werden würde und nicht ein PPA oder\r\nsonstiges Terminmarktgeschäft.\r\nStellschrauben für das CfD-Design\r\nCfD Policy Briefing - Analyse der Stellschrauben 14\r\n3.3.2 Referenz-Erzeugung zur Berech-\r\nnung der CfD-Menge\r\nÄhnlich wie bei der Ermittlung des Benchmark-\r\nPreises braucht es auch für die abzurechnende\r\nMenge eine klare Definition der Instanz, von der\r\nDaten bezogen werden.\r\nWenn die Menge aus der tatsächlichen Erzeu-\r\ngung der eigenen Anlage stammt, besteht der\r\nAnreiz, diese eigene Erzeugungsmenge zu ma-\r\nximieren. Wenn Prognosen als Referenz ver-\r\nwendet werden, verbleibt die Prognose-Abwei-\r\nchung zur IST-Lieferung in den Händen der Be-\r\ntreiber. Dann besteht kein Anreiz bei zu geringer\r\nEinspeisung am Markt nachzukaufen, das geht\r\nzu Lasten der Spotmarktintegration. Eine Her-\r\nausforderung bei den Prognosen ist, eine faire\r\nMethode zu finden und durchzusetzen, anhand\r\nderer die potenzielle Einspeisung ermittelt\r\nwird. Es besteht eine Gefahr für Betrug und\r\nStreitigkeiten.\r\nGilt die Erzeugung einer technologiespezifi-\r\nschen Referenzanlage als maßgeblich, wird\r\nzwar der Datenaufwand und die Betrugsgefahr\r\nreduziert, aber es besteht das Risiko für ineffizi-\r\nente Betriebsweisen der Anlagen sowie das Ri-\r\nsiko hoher Differenzzahlungen.\r\n3.3.3 Bezugszeitraum zur Berechnung\r\nder CfD-Menge\r\nDiese Stellschraube bestimmt, über welchen\r\nZeitraum die abrechnungsrelevanten Strom-\r\nmengen aufaddiert werden, um dann die Aus-\r\ngleichszahlung zu ermitteln. Somit kann dieses\r\nKriterium auch den Abrechnungszyklus der Aus-\r\ngleichszahlungen mitbestimmen. Wenn der Be-\r\nzugszeitraum für die Menge granularer ist als\r\nder Bezugszeitraum für den Benchmark-Preis,\r\nsind Abschlagszahlungen erforderlich bis zur fi-\r\nnalen Kenntnis des Benchmark-Preises.\r\nJe kürzer der Zeitraum, umso mehr Daten- und\r\nZahlungsströme sind erforderlich, das ist fehler-\r\nanfällig, aufwändig und muss automatisiert\r\nwerden. Je länger der Zeitraum, umso länger\r\nmüssen Betreiber auf die Ausgleichszahlung\r\nwarten. Tägliche Abrechnungen wären syn-\r\nchron zur Vermarktung am Spotmarkt, aber mo-\r\nnatliche Abrechnungen passen besser zu den\r\nTilgungsintervallen für typische Bankkredite.\r\nLange Abrechnungszyklen erfordern ggf. eine\r\nzusätzliche Absicherung des Erlösrisikos/Preis-\r\nrisikos durch z.B. Terminmarktgeschäfte.\r\n3.4 Sonstige vertragliche Stell-\r\nschrauben\r\n3.4.1 Beginn der Förderung\r\nJe näher der Beginn der Förderung sich an das\r\nDatum der Inbetriebnahme (IBN) der Neuanlage\r\nanpasst, umso höher ist die Absicherung des\r\nProjektes.\r\nNeuanlagen benötigen je nach Typ und Größe\r\naufgrund der Genehmigungen und der Pla-\r\nnungs- und Bauphase teilweise mehrere Jahre\r\nvon der Initiierung bis zur Inbetriebnahme (IBN)\r\n(gilt insbesondere für Windenergie). Nach der\r\nZuteilung der CfDs über eine Ausschreibung\r\nsollte ein ausreichend langer Zeitraum gewährt\r\nwerden, um das Projekt zu bauen. Ein Förder-\r\nmechanismus, der eine verpflichtende Liefe-\r\nrung innerhalb weniger Monate nach der Aus-\r\nschreibung vorsieht, wäre i.d.R. nur für Be-\r\nstandsanlagen anwendbar und würde das Ziel,\r\nNeuanlagen zu fördern, verfehlen.\r\nJe später der Beginn der Förderung liegt, umso\r\neher ist das Projekt gezwungen, sich für die An-\r\nfangsphase eigenständig am Terminmarkt ab-\r\nzusichern (z.B. PPAs), um nicht dem Spotmarkt-\r\nPreisrisiko ausgesetzt zu sein. In der Planungs-\r\nphase hätte das negative Konsequenzen für die\r\nKapitalkosten, wenn unklar ist, wie die Erlöse in\r\nder Zeit vor der CfD-Förderung aussehen. Wenn\r\ndie Förderung über den CfD 3-5 Jahre nach IBN\r\nbeginnt, wird aber die Liquidität am Termin-\r\nmarkt erhöht, weil Anlagenbetreiber gezwun-\r\ngen wären, PPAs oder andere Kontrakte abzu-\r\nschließen.\r\nBeginnt die Förderung 3-5 Jahre nach der Aus-\r\nschreibung, könnte das sowohl für Neu- als\r\nauch Bestandsanlagen interessant sein. Die Be-\r\nstandanlagen, die ggf. bisher ohne Förderung\r\nStellschrauben für das CfD-Design\r\nCfD Policy Briefing - Analyse der Stellschrauben 15\r\nauskamen, stellen dann eine Konkurrenz zu\r\nneuen Projekten dar, insbesondere wenn die\r\nCfD-Laufzeit eher gering ist (z.B. 5 Jahre). Um\r\ngezielt Neuanlagen zu fördern, könnten ent-\r\nsprechende Bedingungen zur Teilnahme an den\r\nAusschreibungen festgelegt werden. Der Beginn\r\nder Förderung zu einem vorab bekannt gegebe-\r\nnen Stichtag hat für die Gesellschaft/den Staat\r\nkeine besonderen Risiken. Nichterfüllung von\r\nLieferverpflichtungen könnten geahndet wer-\r\nden, um etwaige Schäden zu kompensieren.\r\n3.4.2 Dauer der Förderung\r\nJe kürzer die Laufzeit eines CfDs ist, umso nied-\r\nriger sind die langfristigen finanziellen Ver-\r\npflichtungen des Fördermittelgebers (Staat).\r\nDadurch sinkt auch das Risiko von Überförde-\r\nrung, wenn z.B. zu späteren Jahren die EE-Anla-\r\ngen über den freien Markt auskömmliche Er-\r\nträge erwirtschaften können. Eine kurze Lauf-\r\nzeit ermöglicht zudem eine flexiblere Anpas-\r\nsung an sich verändernde Marktbedingungen.\r\nAußerdem gibt es einen größeren Spielraum,\r\ndie Anlage nach der CfD-Laufzeit über einen\r\nPPA zu vermarkten.\r\nAuf der anderen Seite profitieren EE-Projekte\r\nvon langen CfD-Laufzeiten durch eine erhöhte\r\nPlanungssicherheit bis über den Zeitpunkt hin-\r\naus, an dem die Kredite vollständig getilgt wur-\r\nden.3 Das steigert die Attraktivität für (Fremdka-\r\npital-)Investoren, reduziert die Kapitalkosten\r\nund erhöht wiederum die Rentabilität.\r\nBei einer kurzen CfD-Laufzeit von nur 2-5 Jah-\r\nren könnte der Anlagenbetreiber versuchen, di-\r\nrekt ein Anschluss-PPA abzuschließen, um der\r\nBank gegenüber eine Erlösquelle nachweisen\r\nzu können, die sich über einen ausreichend lan-\r\ngen Zeitraum erstreckt. Es dürfte schwierig sein,\r\neinen PPA als Anschlussvertrag bereits in der\r\nPlanungsphase abzuschließen. Der Abnehmer\r\neines solchen PPAs (Sicherung des Preises\r\nheute, Belieferung erst in einigen Jahren), trägt\r\nein hohes Risiko, dass sich die Preise in der Zwi-\r\n3 In der Regel bieten Fremdkapitalgeber häufig Kreditlaufzeiten\r\nso an, dass diese ein paar Jahre kürzer sind als die Dauer der ge-\r\nsicherten Einnahmen (z.B. über ein Förderprogramm). Das erzeugt\r\neinen Puffer, falls die Tilgung zwischenzeitlich ausgesetzt werden\r\nschenzeit ändern. Diese Belastung der Risikopo-\r\nsition ohne weiteren Nutzen wird kaum ein Un-\r\nternehmen eingehen wollen. Ohne solch einen\r\nAnschlussvertrag, der die Einkommensquelle\r\nnach der CfD-Laufzeit sichert, könnten Banken\r\neine Finanzierung des gesamten EE-Neubau-\r\nprojekts leicht ausschließen, weil die Erlöse zu\r\nunsicher sind. Mit steigender Kenntnis seitens\r\nder Finanzindustrie bezogen auf langfristige\r\nMarktpreisentwicklungen könnten allerdings\r\nschrittweise kürzere Perioden der finanziellen\r\nAbsicherung finanzierbar („bankable“) werden.\r\nmuss. Existiert der Puffer nicht aufgrund kurzer Förderlaufzeiten,\r\ndürfte sich das in einem höheren Zinssatz und folglich höheren\r\nKapitalkosten wiederspiegeln.\r\nVorschläge für ein CfD Design\r\nCfD Policy Briefing - Analyse der Stellschrauben 16\r\n4 Vorschläge für ein CfD De-\r\nsign\r\n4.1 Aktuelle Situation\r\nFür Deutschland wäre die Einführung eines\r\nzweiseitigen CfD eine Weiterentwicklung der\r\nDV mit gMP. Deswegen wird nun zunächst die-\r\nser existierende Fördermechanismus anhand\r\nder erläuterten Stellschrauben einsortiert. Die\r\nDV mit gMP weist folgende Eigenschaften auf:\r\n- Preis-Modell: fixer Strike-Preis\r\n(„anzulegender Wert“)\r\n- Referenz-Erzeugungsprofil zur\r\nBerechnung des Benchmark-Preises:\r\ntechnologiespezifisches\r\nReferenzanlagenprofil\r\n- Bezugsmarkt zur Berechnung des\r\nBenchmark-Preises: Day-Ahead Markt\r\n- Bezugszeitraum zur Berechnung des\r\nBenchmark-Preises: monatlich\r\n- Mengen-Modell: keine\r\nLieferverpflichtung einer\r\nErzeugungsmenge, monatliche\r\nWechselmöglichkeit in die sonstige\r\nDirektvermarktung\r\n- Referenz-Erzeugung zur Berechnung\r\nder CfD-Menge: tatsächliche Erzeugung\r\nder jeweiligen Anlage\r\n- Bezugszeitraum zur Berechnung der\r\nCfD-Menge: monatlich\r\n- Beginn der Förderung: mit\r\nInbetriebnahme\r\n- Dauer der Förderung: 20 Jahre\r\nIm Folgenden wird ein „ausgewogenes CfD-De-\r\nsign“ für Deutschland vorgeschlagen.\r\n4.2 Ausgewogenes Design\r\nDie Eigenschaften des Vorschlags für ein ausge-\r\nwogenes CfD-Design (vgl. Abbildung 5) wurden\r\nso gewählt, dass es ausreichend attraktiv ist,\r\nneue Projekte zu entwickeln, gleichzeitig der\r\nStaat bzw. die Gesellschaft nicht zu viele Risi-\r\nken eingeht, und auch Anreize bestehen, zumin-\r\ndest einen Teil der Stromerzeugung am Termin-\r\nmarkt z.B. über PPAs abzusichern.\r\nDer ausgewogene Vorschlag umfasst folgende\r\nEigenschaften (Begründung in Klammern):\r\n- Preis-Modell: Cap & Floor Modell (Der\r\nKorridor vom Cap- und Floor-Preis muss\r\nso gewählt werden, dass die\r\nUnsicherheit der Erlöse hinreichend\r\ngroß ist, um Absicherung am\r\nTerminmarkt anzureizen, aber auch\r\nnicht zu groß, sodass Investoren und\r\nBetreiber mangels Planungssicherheit\r\nabgeschreckt werden. Der Aufwand für\r\ndie Systemumstellung wäre gering.)\r\n- Referenz-Erzeugungsprofil zur\r\nBerechnung des Benchmark-Preises:\r\nvariables Profil (automatisch wird der\r\nProfilwert der Anlagen berücksichtigt)\r\n- Bezugsmarkt zur Berechnung des\r\nBenchmark-Preises: Day-Ahead Markt\r\n(wichtigster Referenzmarkt auch für\r\nTerminmarktgeschäfte, somit als\r\nVergleich für Terminmarktgeschäfte\r\ngeeignet, hohes Handelsvolumen,\r\neinheitlicher Marktpreis,\r\nPreistransparenz)\r\n- Bezugszeitraum zur Berechnung des\r\nBenchmark-Preises: monatlich\r\n(bekannte Zeitspanne, passt zum\r\nRhythmus der Ratenzahlung an die\r\nBank, kein hohes\r\nRechnungsaufkommen, fördert\r\nmarktdienliche Einspeisung bzw.\r\nReaktion auf negative Preise)\r\n- Mengen-Modell: a) keine\r\nLieferverpflichtung einer bestimmten\r\nErzeugungsmenge (der\r\nAnlagenbetreiber trägt kein Risiko für\r\neventuelle Strafen bei Mindererfüllung\r\nder Lieferpflicht, es wird das geliefert,\r\nwas wetterbedingt möglich ist); b)\r\nWechsel ermöglichen zwischen\r\nVermarktung im CfD und der freien\r\nVermarktung (bietet Betreibern die\r\nWahl zeitlich nacheinander die\r\nVermarktung zu optimieren, CfD muss\r\nggf. als Backup herhalten, fördert für\r\nbestimmte Zeiten die Terminmarkt-\r\nLiquidität, aber nicht grundsätzlich)\r\nVorschläge für ein CfD Design\r\nCfD Policy Briefing - Analyse der Stellschrauben 17\r\n- Referenz-Erzeugung zur Berechnung\r\nder CfD-Menge: tatsächliche Erzeugung\r\neiner Referenzanlage\r\n- Bezugszeitraum zur Berechnung der\r\nCfD-Menge: monatlich\r\n- Beginn der Förderung: ab\r\nInbetriebnahme (sichert Erlöse in der\r\nAnfangszeit der EE-Anlage, was\r\nKapitalkosten reduziert); ggf. zum Start\r\ndes darauffolgenden Kalenderjahres\r\n(vereinfacht Terminmarktgeschäfte mit\r\nvollständigen Jahresbändern)\r\n- Dauer der Förderung: 10 Jahre (PPAs\r\nhaben häufig ähnliche Laufzeit, keine\r\nÜberförderung für zu langen Zeitraum,\r\ndennoch ausreichend lange\r\nAbsicherung für Senkung der\r\nKapitalkosten)\r\nAbbildung 5: Design-Vorschlag für ein ausgewogenes CfD-Förderinstrument (rote Markierung zeigt die gewählte Einstellung\r\nder jeweiligen Stellschraube)\r\n5 Fazit\r\nDie vorgenommenen Bewertungen der einzel-\r\nnen Stellschrauben zeigen, dass jede Entschei-\r\ndung mit Abstrichen oder Kompromissen ent-\r\nweder für Anlagenbetreiber, den Staat oder die\r\nMarktintegration einhergeht. Das bedeutet je-\r\ndoch nicht, dass ein CfD nur dienlich sein kann,\r\num entweder neue Projekte anzureizen oder die\r\nvolkswirtschaftlichen Risiken zu begrenzen.\r\nVielmehr geht es darum, ein geeignetes Design\r\nzu finden, das eine Balance findet. Darüber hin-\r\naus können CfDs als die nächste Stufe in der\r\nEvolution der Förderinstrumente gesehen wer-\r\nden, die eine immer selbstständigere Vermark-\r\ntung der Anlagen anregen soll. Mit anderen\r\nWorten: den Investoren und Betreibern von\r\nneuen EE-Projekten soll mit dem CfD kein Bett\r\nangeboten werden, in dem er es sich über Jahre\r\nhinweg gemütlich macht, sondern ein Bett zum\r\nKrafttanken, um anschließend in der freien Ver-\r\nmarktung zu bestehen.\r\nEin vielversprechender Weg in der Kombination\r\nder Design-Optionen für den CfD wäre, viel Ge-\r\nwissheit hinsichtlich des Preises zu gewähren,\r\naber den Betreibern Optimierungsspielraum\r\nhinsichtlich der Menge zu lassen. Allerdings ist\r\ndies natürlich auch mit Risiken verbunden,\r\nwenn bei Fehlprognosen oder Misswirtschaft\r\nhohe Kosten entstehen.\r\nGrundsätzlich ist auch festzuhalten, dass die\r\nvorgenommene Bewertung der einzelnen Stell-\r\nschrauben sich verändern kann, wenn mehrere\r\nStellschrauben miteinander kombiniert werden.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-05-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011947","regulatoryProjectTitle":"Einsatz für eine energiewendedienliche Ausgestaltung des Strommarktdesigns, das im Rahmen des Optionenpapiers diskutiert wird. ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/70/2d/351315/Stellungnahme-Gutachten-SG2409090001.pdf","pdfPageCount":12,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Green Planet Energy eG | Hongkongstraße 10, 20457 Hamburg | green-planet-energy.de\r\nMarktintegration und Akteursvielfalt als zentrale Pfeiler des neuen Strommarktdesigns\r\nStellungnahme zum Optionenpapier des BMWK\r\nZusammenfassung\r\n•\r\nDas Strommarktdesign der Zukunft muss eine fortlaufende Marktintegration der Erneuerbaren ermöglichen und die Akteursvielfalt der Energiewende sicherstellen. Diese Aspekte werden im Optionenpapier des BMWK bisher nur unzu-reichend berücksichtigt. Insbesondere die Rolle von kurz- und mittelfristigen Grünstrom-Direktverträgen (Grünstrom-PPAs) als Schlüsselelement für unter-nehmerische Nachhaltigkeitsziele, grünen Wasserstoff und breite Partizipation kommt bisher zu kurz.\r\nBetreiber neuer EE-Anlagen müssen zukünftig weiterhin die Möglichkeit haben, die Vermarktungsform auch nach Inbetriebnahme zu wechseln und Grünstrom-PPAs abzuschließen. Green Planet Energy (GPE) hat Guidehouse im Rahmen einer Studie damit beauftragt, verschiedene Modelle zu untersuchen, die staatliche und marktliche Absicherung vereinen. Das Modell der relativen Abschöpfung, bei dem ein bestimmter Prozentsatz der Mehrerlöse abgeschöpft wird, bietet eine Lösung, die marktliche Integration, Flexibilität für die Marktakteure und Refinanzierungsbeiträge für den Staat sichert. (Kurzzusammenfassung)\r\n•\r\nTheoretische Vorteile von produktionsunabhängigen CfD müssen anhand ihrer realen Auswirkungen bemessen werden. Sie müssen zwingend dahingehend geprüft werden, wie sich diese auf die Ausbaugeschwindigkeit, Akteursvielfalt, langfristige Abhängigkeit von staatlichen Förderungen und das Energiesystem als Ganzes auswirken. Eine vorschnelle Einführung ohne vorherige Erprobungen stellt einen extremen Systembruch und damit Gefahr für die Klimaziele dar.\r\nGPE spricht sich daher für CfD mit Marktwertkorridor aus. Bei passender Aus-gestaltung sind EE-Anlagenbetreiber Marktsignalen zunehmend ausgesetzt und es wird eine systemdienliche Produktion angereizt.\r\n•\r\nDezentrale Flexibilitäten werden in diesem Jahrzehnt in großer Leistung den Strommarkt durchdringen. Deren Einbindung in ein effizientes Energiesystem ist daher entscheidend. Ein reiner Fokus auf zentrale Kapazitätsmärkte droht hinge-gen, dieses Potenzial brach liegen zu lassen, es aus dem Markt zu drängen oder notwendige Innovationen zurückzuhalten. GPE plädiert daher dafür, dass im Fall der Einführung einer zentralen Komponente des Kapazitätsmarkts dieser zwingend um eine dezentrale Komponente ergänzt wird.\r\n•\r\nGPE begrüßt ausdrücklich, dass das BMWK Lokale Signale und Flexibilisierung der Nachfrage als essenzielle Handlungsfelder identifiziert. Damit diese das Strommarktdesign sinnvoll ergänzen, bedarf es weiteren Analysen, um eine not-wendige Dynamisierung des Systems anzureizen.\r\nWir stehen gerne für ein Gespräch zu den unterschiedlichen Punkten unserer Stellungnahme, insbesondere für unseren Vorschlag für die Vereinbarkeit von CfD und PPAs, bereit.\r\nGreen Planet Energy eG | Hongkongstraße 10, 20457 Hamburg | green-planet-energy.de\r\nVorwort\r\nTrotz eines wachsenden Anteils von 61% Erneuerbare Energien im Stromsystem sind die Marktregeln noch immer auf fossile und atomare Energien ausgelegt. Insofern ist eine Reform des Strommarktes längst überfällig, um den weiteren Weg zu einem dekarbonisierten Stromsektor zu ebnen. Green Planet Energy (GPE) begrüßt daher den lang erwarteten Reformvorstoß des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) sehr. Hierin werden viele der systemischen Herausforderungen der Energie-wende richtig identifiziert. Insbesondere der Flexibilität als Ausgleich von Windenergie und Photovoltaik im Stromsystem kommt ein großer Stellenwert zu.\r\nFür diesen nächsten, kritischen Schritt der Energiewende ist es essenziell, die staatliche Absicherung des Ausbaus der EE-Anlagen verlässlich und zukunftsfähig auszugestalten. Ebenso wichtig ist es allerdings, hierbei auch die Marktintegration der EE weiter voranzutreiben. Grünstrom Power Purchase Agreements (Grünstrom-PPAs) bieten die Chance, diesen höherwertigen Storm auch als solchen zu vermarkten und reduzieren den Bedarf an staatlicher Förderung. Gleichzeitig können Energieversorger und Unter-nehmen echte Grünstromprodukte anbieten und eigene Nachhaltigkeitsziele erreichen.\r\nDiesbezüglich geht das Papier bisher nur unzureichend auf die Vereinbarkeit von staatlicher Absicherung über Contracts for Difference (CfDs) und marktlicher Absicherung über Grünstrom-PPAs ein. Sollten sich Anlagenbetreiber, wie aktuell vorgesehen, vor Inbetriebnahme dafür entscheiden müssen, Neuanlagen ausschließlich mithilfe von Grünstrom-PPAs zu refinanzieren, stellt dies eine enorme Gefahr für den Hochlauf der marktlichen Absicherung für EE dar. Die Grünstrom-PPA-Vermarktung mit Ausschluss einer möglichen staatlichen Absicherung führt zu höheren Risiken, woraus wiederum höhere Fremdkapitalkosten resultieren. Ebenso ist es gerade für kleine und mittelständische Unternehmen nicht möglich, ein Grünstrom-PPA über zehn oder mehr Jahre ab-zuschließen. In der Konsequenz würden Grünstrom-PPA lediglich zwischen großen Be-treibern und Abnehmern mit entsprechenden finanziellen Sicherheiten ermöglicht. Dies hätte gravierende negative Folgen für die Akteursvielfalt, die Akzeptanz der Energie-wende und nicht zuletzt den Hochlauf der grünen Wasserstoffwirtschaft. Denn diese sind allesamt fundamental abhängig von der Grünstrombeschaffung über kurz- und mittelfristige PPAs.\r\nGPE hat hierzu in einer Studie eine Lösung aufgezeigt, die beide Vermarktungsformen der EE-Anlagen auch in Zukunft ermöglicht. (Kurzzusammenfassung)\r\nNeben dem Aspekt der Marktintegration der EE weist das Papier weitere kritische Leer-stellen auf. Insbesondere hinsichtlich der Finanzierung der Erneuerbaren zeugt das Optionenpapier zwar von der richtigen ökonomisch-theoretischen Problemanalyse – Anlagen müssen sich zunehmend systemdienlich und vermehrt an den Marktsignalen ausrichten. Jedoch weisen die vorgeschlagenen Instrumente, sogenannte produktionsunabhängige CfDs, zumindest teilweise in die falsche Richtung. Produktionsunabhängige CfDs sind zum einen nicht ausreichend an der Praxis der Marktakteure orientiert und müssen bezüglich ihrer praktischen Umsetzbarkeit geprüft werden. Gleichzeitig lassen sie außer Acht, inwiefern verschiedene Marktteilnehmer – insbesondere kleinere Ak-teure wie z.B. die Bürgerenergie – mit den entstehenden Risiken und Anforderungen umgehen können. Neue entstehende Risiken (Abweichung von den Prognosen, und\r\nGreen Planet Energy eG | Hongkongstraße 10, 20457 Hamburg | green-planet-energy.de\r\ndamit einhergehend Liquiditätsrisiken und steigende Kapitalkosten) sind für kleinere und mittlere Akteure schwer tragbar. Bei übereilter Einführung drohen produktionsunabhängige CfDs insbesondere kleinere und mittlere Akteure von der Energiewende auszuschließen. Diese Differenzierung zwischen verschiedenen Marktakteuren und Nuancen der Diskussion aus der PKNS zwischen „produktiver” und „unproduktiver” Risiken für Stakeholder gilt es im weiteren Konsultationsprozess nachzuholen.\r\nDie notwendige Überarbeitung des Investitionsrahmens darf nicht auf Kosten der Akteursvielfalt geschehen. Sollten financial CfDs ohne enge Konsultation mit der Branche und ohne Rücksicht (d.h. neben praxisnaher Ausgestaltung entsprechende Risikopuffer und Ausnahmen) auf kleinere Marktteilnehmer und deren Risikoprofile umgesetzt wer-den, kann das zu einem Einbruch beim Erneuerbaren-Ausbau führen und damit zentrale klimapolitische Ziele wie den Kohleausstieg gefährden.\r\nHandlungsfeld 1 – Ein Investitionsrahmen für erneuerbare Energien\r\nEinordnung: EE-Ausbaugeschwindigkeit beibehalten, um Klimaziele zu erreichen\r\nDie Reform des Investitionsrahmens darf unter keinen Umständen den fortschreitenden Ausbau Erneuerbarer Energien verlangsamen oder gefährden. Die im Osterpaket definierten Ausbauziele müssen unbedingt eingehalten werden, um die Klimaziele nicht zu verfehlen. Der PV-Ausbau ist aktuell auf Kurs, muss sich jedoch in den nächsten Jahren auf 22 GW jährlich deutlich weiter stark steigern. Bei der Windenergie an Land zeigen die Genehmigungszahlen und zuletzt die Ausschreibungszahlen zwar in eine positive Richtung – jedoch werden die Ziele hier derzeit noch nicht erreicht. Vor diesem Hinter-grund ist es unbedingt notwendig, den Ausbau weiter zu beschleunigen. Eine Umstellung der EE-Finanzierung darf – wie das Papier anerkennt – unter keinen Umständen zu einem „Fadenriss“ führen. Gleichwohl ist der politische Wille nachvollziehbar, Anpassung an dem bisherigen Investitionsrahmen vorzunehmen, nicht zuletzt um auf die aktuellen Herausforderungen des Stromsektors (z.B. Negativstrompreise, Netzauslastung etc.) einzugehen. Dennoch gilt: Die Ausbaudynamik muss der Prüfstein für jegliche Reformbestrebungen des Investitionsrahmens sein.\r\nMarktintegration bewahren: CfD muss mit PPAs vereinbar gemacht werden\r\nIn den vorgestellten CfD-Varianten wird ein zentraler Aspekt außenvorgelassen: Die erheblichen Auswirkungen eines CfD-Regimes auf Grünstrom-PPAs. Im heutigen EEG-Rahmen können Anlagenbetreiber monatlich zwischen der Marktprämie und der freien Vermarktung („sonstige Direktvermarktung“) wechseln. In der freien Vermarktung können so Grünstrom-PPAs abgeschlossen werden, für die direkte Beschaffung von grünem Strom oder die Produktion von grünem Wasserstoff. PPAs sind aufgrund ihrer grünen Eigenschaft (Herkunftsnachweise) auch eine Voraussetzung für Ökostrom. Zudem ermöglichen kurz- und mittelfristige Grünstrom-PPAs die Marktintegration von Erneuer-baren, die kosteneffiziente Produktion von grünem Wasserstoff und reizen zusätzliche Flexibilitäten an.\r\nIn einem CfD Regime entsteht durch den Rückzahlungsmechanismus eine neue Heraus-forderung für Grünstrom-PPAs: Behält man die monatliche Wechselmöglichkeit, können Anlagenbetreiber opportunistisch zwischen staatlich abgesicherter Vergütung und freiem Markt wechseln, um eventuelle Rückzahlungen zu umgehen (sogenanntes\r\nGreen Planet Energy eG | Hongkongstraße 10, 20457 Hamburg | green-planet-energy.de\r\n„Rosinenpicken“)1. Dieses Verhalten soll aus regulatorischer Sicht verständlicherweise möglichst unterbunden werden. Gleichzeitig ist es unbedingt notwendig, dass eine Wechselmöglichkeit zwischen staatlicher Absicherung (CfD) und marktlicher Absicherung (PPA) weiterhin bestehen bleibt. Ansonsten drohen Geschäftsmodelle mit Ökostrom-PPAs in Zukunft in der Breite nicht mehr möglich zu sein. Müssen sich Anlagenbetreiber bei Inbetriebnahme zwischen staatlicher und marktlicher Absicherung für die gesamte Laufzeit ihres Projektes entscheiden, werden Grünstrom-PPAs nur noch zwischen Betreibern und Abnehmern abgeschlossen, welche entsprechende Sicherheiten vorweisen können. Denn einerseits ist der EE-Zubau auf Betreiberseite ohne staatliche Sicherheiten mit höheren Kapitalkosten verbunden. Andererseits führen die Unsicherheit der Entwicklung der Marktwerte dazu, dass nur ausreichend liquide, große Un-ternehmen auf der Abnahmeseite finanziell in der Lage sein werden, PPAs über zehn oder mehr Jahre abzuschließen. Die aktuelle Ausgestaltung wirkt somit dem europäischen und nationalen Ziel entgegen, das Grünstrom-PPA-Marktvolumen deutlich zu erhöhen. Zudem stellt diese eine erhebliche Gefahr für den Hochlauf der grünen Wasserstoffwirtschaft dar.\r\nIn einer groß angelegten Studie2 hat GPE verschiedene Wechselmodelle von dem Bera-tungsunternehmen Guidehouse untersuchen lassen. Das Ergebnis: Vor allem eine relative Abschöpfung auch außerhalb der Förderung vereint Einnahmen für den Staat mit Flexibilität und marktlicher Freiheit. In diesem Modell wird ein bestimmter Prozentsatz der Mehrerlöse abgeschöpft. Anlagenbetreiber behalten somit die volle Flexibilität, monatlich neue Vermarktungsform zu wählen. Sie können so neue Marktentwicklungen nutzen und innovative Produkte entwickeln. EVU können ihr Beschaffungsportfolio optimal an den Bedarf ihrer Kund:innen anpassen und sich gegen Preis- und Versorgungs-risiken absichern. Die Preisstabilität kommt somit auch den Kund:innen und Gewerben zugute. Stromanbieter können weiterhin die volle Bandbreite an PPA-Laufzeiten nutzen, um Grünstromprodukte bereitzustellen.\r\nDas in der von Guidehouse vorgeschlagene Wechselmodell ist in jeder der im Optionenpapier aufgeführten CfD-Variante technisch und regulatorisch umsetzbar. Das BMWK sollte in jedem Fall eine Wechselmöglichkeiten in einem wie auch immer gear-teten CfD-Regime integrieren. Sonst droht ein erneuter Einbruch des PPA-Geschäfts, wie bereits im Rahmen des Strompreisebremsengesetzes geschehen. Für die weitere Marktintegration der Erneuerbaren Flexibilitäten ist dies unbedingt zu vermeiden (für weitere Informationen siehe im Annex angehängtes Factsheet).\r\nRisiken der Systemumstellung\r\nIm Optionenpapier geht das BMWK auf Herausforderungen und Chancen der verschiedenen CfD-Optionen ein. In den produktionsunabhängigen CfD Varianten, insbesondere der kapazitätsbasierten Zahlung (auch bekannt als financial CfD), sieht das Ministerium die bevorzugte Weiterentwicklung des Investitionsrahmens.\r\nVorab ist zu betonen: Die Einführung eines CfD-Instruments ist bereits eine erhebliche Umstellung des bisherigen Finanzierungsrahmens von EE-Projekten. Wenngleich europarechtlich vorgesehen, stellen CfDs bzw. eine neuartige verpflichtende\r\n1 Sind die Strompreise hoch genug, wechseln sie in die sonstige Direktvermarktung und entgehen so einer Rückzahlung. Bei niedrigen Preisen wechseln Anlagenbetreiber zurück in die Mindestvergütung.\r\n2 Guidehouse: Wechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs https://green-planet-energy.de/filead-min/docs/publikationen/Studien/guidehouse-studie-wechseloptionen-cfdfoerderung-ppas-2024.pdf\r\nGreen Planet Energy eG | Hongkongstraße 10, 20457 Hamburg | green-planet-energy.de\r\nRückzahlungskomponente EE-Projektierer, Finanzierer und Betreiber vor neue Heraus-forderungen. Marktakteure müssen mit den neuen Risiken umgehen können und die-sen Umgang lernen. Ist dies nicht der Fall, besteht die Gefahr eines Systemumbruchs.\r\nIn dieser kritischen Phase der Ausbaubeschleunigung plädiert GPE dafür, auf das Instrument umzusteigen, das die politischen Ziele erfüllt und gleichzeitig mit dem geringsten Risiko eines Systembruchs verbunden ist. Aus Sicht von GPE sind die Um-stellungskosten und -risiken in einem CfD mit Cap-and-Floor (Option 1) am geringsten. Auch ein CfD ohne Marktwertkorridor wäre für die Akteure der Energiewende ein gang-bares Instrument. Die „produktionsunabhängigen“ Optionen 3 und 4 stellen hingegen ein neuartiges, völlig unerprobtes Investitionssystem dar. Zwar sprechen seitens des BMWK ökonomisch-theoretische Vorteile für dieses Modell, die zum Teil auch nachvollziehbar sind. Jedoch birgt die Umstellung zum einen Risiken, die in ihrer Auswirkung nicht abgeschätzt werden können. Zum anderen entstehen insbesondere für kleinere und mittlere Akteure Nachteile, die in der vom BMWK angestellten Analyse eine unter-geordnete Rolle spielen. Insofern sollten produktionsunabhängige CfDs in dem aktuellen Stadium mit vielen administrativen, technischen und volkswirtschaftlich offenen Fragen, nicht vorschnell eingeführt werden.\r\nIm Folgenden werden die vom BMWK angesprochenen Risiken aus Sicht von GPE ein-geordnet: Abweichungs- oder Basisrisiko:\r\nDas Abweichungs- bzw. Basisrisiko beschreibt das Risiko, dass Anlagenbetreiber bei der Berechnung der Rückzahlung übermäßig abgeschöpft werden.3 Es entsteht nur in den produktionsunabhängigen CfD-Optionen 3) und 4), da hier die Rückzahlung von der tatsächlichen Stromerzeugung entkoppelt wird. Weicht die eigene Anlage von den Referenzanlagen oder -werten ab, kann dies zum Nachteil eines Anlagenbetreibers sein. In diesem Fall müsste der Anlagenbetreiber mehr zurückzahlen als das, was er eigentlich verdient hat. Abweichungen können unterschiedliche technische, betriebliche oder an-deren Gründe (z.B. Wartung) haben.\r\nInsbesondere kleinere und mittlere Akteure mit einem weniger diversifizierten Anlagenportfolio können von individuellen Anlagenabweichungen besonders stark be-troffen sein. Dies wird im Optionenpapier nicht adäquat eingeschätzt. Anlagenbetreiber würden auch in ein erhöhtes Liquiditätsrisiko geraten (siehe Liquiditätsrisiko) und entsprechend höhere Risikoaufschläge in den Geboten einpreisen (siehe Kapitalkostenrisiken). Im schlimmsten Fall könnten Marktakteure aufgrund der gestiegenen Risiken ge-plante Projekte nicht realisieren.\r\nLiquiditätsrisiko\r\nIn einem CfD-Regime entsteht für den Anlagenbetreiber grundsätzlich ein neues Liquiditätsrisiko: Der Anlagenbetreiber muss Reserven vorhalten, um den Rückzahlungsverpflichtungen an den Staat nachkommen zu können. Im Gegensatz zu den De-batten in den AGs der PKNS4 fällt in dem Optionenpapier die Bewertung des BMWK der\r\n3 Vgl. Definition von Basisrisiko in „Förderinstrumente zur Finanzierung Erneuerbarer Energien“, S.8 siehe inputpapier-foerderinstrumente-ag1-22062023.pdf (bmwk.de).\r\n4 Siehe z.B. Bericht über die Arbeit der Plattform Klimaneutrales Stromsystem (PKNS) (bmwk.de) oder in-putpapier-foerderinstrumente-ag1-22062023.pdf (bmwk.de)\r\nGreen Planet Energy eG | Hongkongstraße 10, 20457 Hamburg | green-planet-energy.de\r\nLiquiditätsrisiken deutlich milder aus. Aus Sicht von GPE werden die Liquiditätsrisiken des CfD-Regimes insbesondere hinsichtlich der produktionsunabhängigen Optionen 3) und 4) in dem Optionenpapier unterschätzt.\r\nLiquiditätsreserven müssen zusätzlich beschafft werden. Die Fähigkeit zusätzliche Kapitalmittel zu beschaffen, hängt von der Bonität der Marktakteure ab. Zum Beispiel verfügt eine Bürgerenergiegenossenschaft über wesentlich weniger Möglichkeiten, solche Reserven zu beschaffen und vorzuhalten als z.B. ein aktiengeführtes Unternehmen. Bei kleinen und mittleren Akteuren ist die Vorhaltung von Liquiditätsreserven allgemein mit höherem Aufwand und Kosten verbunden. Sie sind daher benachteiligt, was die Teilhabe an einem möglichen CfD-Regime betrifft.\r\nDas Abweichungs- bzw. Basisrisiko erschwert es kleineren und mittleren Akteuren, die Risiken zu kalkulieren. Kommt es zu Rückzahlungsverpflichtungen in einer Hochpreis-phase bei gleichzeitigem technisch bedingten Anlagenausfall, bedeutet das für einen kleinen Anlagenbetreiber einen erheblichen Kostenaufwand, der u.U. wirtschaftlich nicht leistbar ist. Kurzum: Kleinere und mittlere Marktakteure können u.U. mit den Liquiditätsrisiken in Option 3) und 4) wesentlich schlechter umgehen und hätten in einem solchen CfD-System folglich erhebliche Nachteile.\r\nKapitalkosten\r\nDie bisher beschriebenen Risiken der Optionen 3) und 4) sind nach aktuellem Stand für Anlagenbetreiber nicht oder nur schwer kalkulierbar. Sie stellen nach den in der PKNS diskutierten Bewertungskriterien ein „unproduktives Risiko“ dar. Es steht zu erwarten, dass diese Risiken die Kapitalkosten erhöhen. Finanzierer werden neue Unsicherheiten und Risiken einpreisen müssen, was einige Projekte nicht mehr finanzierbar macht. Das betrifft vor allem solche Marktakteure, die über eine geringere Bonität verfügen. Somit ist – anders als vom BMWK angenommen – die Wirtschaftlichkeitslücke bei Option 3) und 4) nicht automatisch geschlossen.\r\nMengenrisiko\r\nDas BMWK geht in Option 3) und 4) davon aus, dass das Mengenrisiko überwunden wird. Zwar mag der Fehlanreiz entfallen, trotz negativer Preise weiter einzuspeisen. Das verschiebt jedoch das Risiko auf den Anlagenbetreiber, der seine (wetterabhängige) Produktion nicht ohne weiteres verlagern kann. Die dargebotsbedingten Erlösunsicherheiten durch den zunehmenden Preisverfall bei PV- und Windenergie-Einspeisungsspitzen bleiben jedoch weiterhin bestehen. Durch mögliche Abweichungen von der prognostizierten Einspeisung kann es zudem zu Abweichungsrisiken kommen. Fa-zit: Ein Teil des Mengenrisikos wird gemindert, jedoch entsteht ein neues Abweichungs-risiko (siehe oben).\r\nEs ist davon auszugehen, dass Projektierer diese neuen Risiken in den Gebotspreisen einpreisen. Hieraus resultiert das Risiko, dass das staatliche Fördervolumen steigt.\r\nAnreize zur Systemdienlichkeit\r\nAus Sicht von GPE sind in Option 1 und 2 bereits deutlich Anreize zur Systemdienlichkeit gegeben. Diese können unterschiedlich ausgestaltet werden, z.B. durch monatliche oder jährliche Referenzpreise. Sowohl der Cap-and-Floor als auch der CfD ohne Marktwertkorridor geben die Marktsignale, je nach Ausgestaltung, an den Anlagenbetreiber durch.\r\nGreen Planet Energy eG | Hongkongstraße 10, 20457 Hamburg | green-planet-energy.de\r\nEin produktionsunabhängiges CfD wie in Option 3 oder 4 erhöht theoretisch die Anreize zur Effizienz und systemdienlichen Auslegung der Anlage. Diese Optimierungsmöglichkeit ist real aber nur gegeben, sofern eine Anlage sich systemdienlicher verhalten bzw. fahren kann. Ist dies nicht der Fall, ist dies je nach Standort und Ertrag ein (Mengen-)Risiko, da die Anlage vom Dargebot abhängig ist. Insofern gilt es die stärkeren Anreize zur Systemdienlichkeit mit den Gesamtrisiken in Zusammenhang zu bewerten.\r\nOffene technische und administrative Fragen der produktionsunabhängigen Optionen 3) und 4)\r\nWie vom BMWK im Optionenpapier bereits adressiert, ist eine Systemumstellung auf eine produktionsunabhängige Variante mit vielen offenen technischen und administrativen Fragen und Unklarheiten behaftet. Einerseits liegen nach wie vor technischen Un-klarheiten der Bemessung des Einspeisepotenzials bzw. der Prognose vor. Ohne diese zu beantworten, ist es für Anlagenbetreiber nicht möglich, die Wirtschaftlichkeit und Risiken des produktionsunabhängigen CfDs deutlich zu bewerten. Dazu zählt z.B. auch die Umsetzung eines Referenzertragsmodells, das standortabhängige Korrekturen vor-nimmt. GPE fordert möglichst zeitnah eine Klärung der ausstehenden technischen und administrativen Fragen, um Option 3) und 4) weiter bewerten zu können. Vorher lassen sich die oben dargestellten Risiken nicht abschließend bewerten. Diese Ausgestaltungs-formen eines CfD sollten vor einer Einführung daher in Reallaboren getestet, bewertet und nachjustiert werden, bevor sie auf das gesamte Förderregime ausgedehnt werden.\r\nAuswirkungen der Systemumstellung auf die Akteursvielfalt\r\nDie Analyse des Optionenpapiers zeigt, dass durch einen Wechsel auf produktionsunabhängige CfDs neue Risiken entstehen, während andere gemindert werden. Durch den Wechsel in eine Kapazitätszahlung entstehen z.B. neue Möglichkeiten und Geschäfts-modelle für eine sinnvolle staatliche Absicherung. Es ist jedoch zum einen festzuhalten, dass sich die neuen Risiken noch nicht endgültig einschätzen lassen – zumal nach wie vor viele technische und administrative Fragen fortbestehen. Zum anderen hat die oben-stehende Analyse aufgezeigt, dass kleinere und mittlere Akteure schwerer in der Lage sind, diesen neuen Herausforderungen produktiv zu begegnen. Für die Akzeptanz der Energiewende ist es wichtig, dass sich die Wertschöpfung nicht nur auf einige wenige große Marktakteure konzentriert, die sich die finanziellen Risiken leisten können. Teilhabe durch z.B. Bürgerwindparks, Energy Sharing und Genossenschaftsmodelle sind ein Schlüssel für Akzeptanz vor Ort und damit auch für den Erfolg der Energiewende. Die Beteiligung muss in Zeiten von vielerorts zunehmendem politischem Widerstand gegen Erneuerbare-Energien-Projekte vereinfacht und nicht erschwert werden.\r\nAufwand für den Aufbau und Betrieb zweier unterschiedlicher Förderregime\r\nDie produktionsunabhängigen Optionen stellen eine signifikante Systemumstellung zur aktuellen staatlichen Absicherung dar. Das Optionenpapier geht bei der Betrachtung der produktionsunabhängigen Förderung allerdings noch nicht auf den Aspekt ein, dass im Fall einer Implementierung zwei grundsätzlich unterschiedliche Systeme parallel existieren und betrieben werden müssen. Dass also auch heutige Bestandsanlagen in der Gesamtsystembetrachtung und der Bestimmung der Aufwände berücksichtigt werden, fehlt in der momentanen Einordnung der Aufwände einer Systemumstellung. Die Kom-bination dieser Fördermechanismen im Energiesystem stellt in der Verwaltung,\r\nGreen Planet Energy eG | Hongkongstraße 10, 20457 Hamburg | green-planet-energy.de\r\nFinanzierung, Projektierung, Betrieb und bei Energieversorgungsunternehmen enorme (administrative) Herausforderungen dar. Dies bedarf einer ausführlichen Analyse.\r\nAuch aus diesem Aspekt präferiert GPE eine moderate Reform in Form von produktions-abhängigen CfD, welche eine höhere Ähnlichkeit zum aktuell gelten Mechanismus auf-weisen.\r\nZwischenfazit: kein vorschneller Umbruch im Förderregime\r\nUnabhängig der zu realisierenden Option muss Betreibern neuer EE-Anlagen die Möglichkeit erhalten bleiben, die Vermarktungsform auch nach Inbetriebnahme zu wechseln und Grünstrom-PPAs abzuschließen. Guidehouse hat diesbezüglich im Auftrag von GPE einen Mechanismus erarbeitet, der marktliche Integration, Flexibilität für die Marktakteure und Refinanzierungsbeiträge für den Staat sichert.\r\nBei der Ausgestaltung der CfD-Form spricht sich GPE für Option 1, ein CfD mit Cap und Floor, als das präferierte Modell aus. In einem Cap-und-Floor-Modell sind die Risiken einschätzbar und vor allem tragbar. Der Marktwertkorridor erlaubt den Betreibern von EE-Anlagen Chancen des Energiemarkts wahrzunehmen, sodass in diesem Fall der An-reiz zur systemdienlichen Stromproduktion höher ist als in einem Modell ohne Marktwertkorridor. Auch Option 2 (zweiseitiger Differenzvertrag ohne Marktwertkorridor) kann für Marktakteure produktiv gestaltet werden.\r\nHinsichtlich Option 3) und 4) stehen die neuen und bisher nicht final einschätzbaren Risiken im Vordergrund der obenstehenden Analyse. Das BMWK muss die technischen und administrativen Fragen weiter prüfen und eng mit den Branchenakteuren konsultieren. Zudem geht das Optionenpapier bei der Betrachtung der produktionsunabhängigen Förderung noch nicht auf den Aspekt ein, dass im Fall einer Implementierung zwei grundsätzlich unterschiedliche Systeme parallel existieren und betrieben werden müssen. Eine vorschnelle Einführung eines produktionsunabhängigen CfD-Regimes einen extremen Umbruch im Förderregime bedeuten und könnte den gerade wieder anziehen-den Ausbau Erneuerbarer Energien stark ausbremsen. Dies stellt eine Gefahr für die deutschen Klimaziele, den Kohleausstieg und die (Energie-)Unabhängigkeit sowie das Erreichen günstiger, wettbewerbsfähiger Strompreise dar. Zudem droht aufgrund von steigenden Kapitalkosten durch nicht kalkulierbarer Risiken ein Rückgang der Akteurs-vielfalt und durch höhere Gebotspreise eine Steigerung des staatlichen Fördervolumens.\r\nHandlungsfeld 2: Investitionsrahmen für Steuerbare Kapazitäten\r\nEinordnung\r\nIn dem Optionenpapier wird der enorme Bedarf an Flexibilitäten im Strommarkt als zent-rale Herausforderung richtig eingeschätzt. Vor dem Hintergrund des bis 2030 angestrebten Kohleausstiegs ist es notwendig, flexible Energieerzeugung schnellstmöglich zu installieren. In der Koalitionsvereinbarung zur KWS wurde auch ein marktlicher, technologieneutraler Kapazitätsmechanismus beschlossen, der bis 2028 operativ sein soll. In dem vorliegenden Papier unterbreitet das BMWK nun verschieden Ausgestaltungs-optionen für diesen Mechanismus, die im Rahmen der PKNS diskutiert wurden.\r\nUm weitere flexibel einsatzbare und klimaneutrale Stromerzeugung zu fördern, ist es nachvollziehbar, dass das BMWK die regulatorische Anreizstruktur neu ausrichten möchte. Beim Design eines neuen Anreizmechanismus sollten jedoch unbedingt\r\nGreen Planet Energy eG | Hongkongstraße 10, 20457 Hamburg | green-planet-energy.de\r\nsystemische Fehlanreize und fossile Pfadabhängigkeiten vermieden werden. Ein wie auch immer gearteter Kapazitätsmechanismus sollte klaren Leitplanken folgen: Erneuerbare, dezentrale Flexibilitäten sollten im Zentrum des zukünftigen Marktgeschehen stehen. Dezentrale haushalts- und verbrauchsnahe Flexibilitäten wie z.B. E-Autos, Wärmepumpen, Kleinbatteriespeicher werden in dieser Dekade im Gigawattmaßstab den Strommarkt durchdringen. Aktuell ist deren Integration aufgrund langsamer technischer Einbindung und mangelnder Digitalisierung (Roll-out von iMSys), fehlender Anreizstruktur (Netzentgelte, Umlagen, Tarife) und weiterer regulatorischer Hindernisse noch un-zureichend. Mit Abbau weiterer regulatorischer Hindernisse, der insbesondere in Handlungsfeld 3 und 4 beschriebene Umstellung der Anreizstrukturen und marktlichen Re-geln, werden diese Potenziale dem Stromsystem zukünftig zur Verfügung stehen. Hinzu kommen Großbatteriespeicher, Elektrolyseure, Lastverschiebungen sowie bereits be-stehende, aber weitere flexibilisierbare, steuerbare Erneuerbare wie z.B. Bioenergieanlagen. Diese technischen Potenziale für flexible Erzeugung, Verbrauch und Lastverb-schiebung dürfen alleine aus Effizienz- und Kostengründen nicht brach liegen, nur weil ein zentraler Kraftwerkspark vor 7 Jahren überdimensioniert wurde.5 Aufgrund der zu-nehmenden Marktdurchdringung von Erneuerbaren Flexibilitäten wäre es daher ein folgenschwerer Fehlanreiz, den Kapazitätsmechanismus ausschließlich auf eine zentrale Komponente bzw. auf fossile Erdgaskraftwerke zu fokussieren.\r\nLeitplanken für einen energiewendefreundlichen Kapazitätsmechanismus\r\nDie folgende Analyse geht insbesondere auf den vom BMWK präferierten kombinierten Kapazitätsmarkt (KKM) ein. Aus Sicht der Energiewende gibt es hier wichtige Leitplan-ken, die es zu befolgen gilt, um steuerbare erneuerbare Kapazitäten und Flexibilitäten erfolgreich einzubinden.\r\n•\r\nLevel-Playing Field für Erneuerbare Technologien und EE-Flexibilitäten:\r\nIm Kapazitätsmechanismus darf es generell keine Bevorteilung von fossilen Gas-kraftwerken geben. Im Gegenteil: Aus volkswirtschaftlichen und klimapolitischen Gründen sollten vorgelagert Erneuerbare Technologien zum Einsatz kommen. Dies ist beim Design des Mechanismus und seiner zentralen bzw. dezentralen Komponenten als unbedingte Voraussetzung zu berücksichtigen. Eine Bevorzugung des zentralen Mechanismus würde die Potenziale von kleineren, haushaltsnahen Verbrauchseinheiten außer Acht lassen. Außerdem führen weniger Flexibilitäten zu niedrigeren Marktwerten Erneuerbarer Energien, wodurch wiederum die Fördernot-wendigkeit und die Förderkosten nachhaltig ansteigen. Das Resultat: höhere Ge-samtsystemkosten.\r\n•\r\nSinnvolle Dimensionierung der zentralen Komponente:\r\nIn einem KKM hat die zentral ausgeschriebene Menge (KKM-Z) Auswirkungen auf die dezentrale Komponente (KKM-D). Bei einer Überdimensionierung der ausgeschriebenen Menge im KKM-Z würden z.B. dezentrale Erneuerbare nicht zum Ein-satz kommen (“crowding out”). Bei einer Simulation des Bedarfs des Stromverso-gungssystems zu Spitzenlastzeiten 6 Jahre im Voraus durch eine zentrale Stelle – wie im Vorschlag des BMWK vorgesehen (siehe Consentec et al. 2024) – besteht eine inhärente Tendenz zur Risikoaversität bzw. Überdimensionierung des Bedarfs\r\n5 vgl. https://neon.energy/Neon-Mehrwert-Flex.pdf https://www.agora-energiewende.de/publikatio-nen/haushaltsnahe-flexibilitaeten-nutzen\r\nGreen Planet Energy eG | Hongkongstraße 10, 20457 Hamburg | green-planet-energy.de\r\nzu Spitzenlastzeiten. Mit so großem Vorlauf kann eine administrative Stelle schwer-lich bestimmen, wie hoch der Bedarf an flexibler Erzeugung bei einer Systemspitzenlast tatsächlich ausfällt, insb. in Anbetracht einer unbekannten Entwicklung der dezentralen Flexibilitäten. Aus diesem Grund spricht sich GPE für ein iteratives Vor-gehen aus, das wiederholt die Szenarioannahmen überprüft und mit den neusten technologischen Entwicklungen im dezentralen Kapazitätsmarkt abgleicht. Außer-dem müssen die Annahmen des Szenarios transparent gemacht und eng mit den Stakeholdern konsultiert werden.\r\n•\r\nTechnologieoffenheit: Verschiedene Technologien kommen als Kapazitätsanbieter in Frage. Die zentrale Komponente im KKM ist in ihrer Konzeption in erster Linie auf fossile Gaskraftwerke ausgelegt, die zu einem bestimmten Zeitpunkt auf Wasserstoff umgerüstet können werden sollen (H2-Ready). Auch Bioenergiekraftwerke könnten an den Ausschrei-bungen teilnehmen. Ebenso werden sich Großbatteriespeicher absehbar in dem zentralen Marktgeschehen an Auktionen beteiligen können, wenn auch mit anderen De-Rating Faktoren. Es ist grundsätzlich essenziell, dass neue Erneuerbare Technologien durch das Auktionsdesign bzw. die Parametrisierung (z.B. De-Rating Fak-toren) in der zentralen Komponente nicht benachteiligt oder diskriminiert werden. Prinzipiell sollten Erneuerbare Erzeugungstechnologien bevorzugt zum Einsatz kommen.\r\n•\r\nWettbewerbsverzerrung vermeiden:\r\n(Zentrale) Kapazitätsmärkte wirken wie eine Markteintrittsbarriere auf innovative Technologien, die in den Markt hineindrängen. Aus diesem Grund ist es notwendig, die Verzerrung möglichst gering zu halten (vgl. Monopolkommission 2023).\r\n•\r\nCO2 Preis & verpflichtende Dekarbonisierungspfade: In einem Kapazitätsmechanismus kommt dem CO2-Preis natürlicherweise eine her-ausgehobene Rolle zu. Die Bepreisung von Kohlenstoffdioxid im Rahmen des EU-ETS sorgt dafür, dass fossile Erdgaskraftwerke erst nachgelagert nach CO2-freien Technologien in der Merit-Order zum Einsatz kommen. Die konsequente Beibehaltung des CO2-Preispfades und eine strenge Umsetzung der EU-Emissionswerte6 sind daher eine wichtige Voraussetzung, damit fossile Kraftwerke so wenig wie möglich zum Einsatz kommen. Prinzipiell ist eine kontinuierliche Preissteigerung im EU-ETS zu erwarten. Dennoch spielen externe Faktoren wie z.B. konjunkturelle Entwicklungen etc. einen gewichtigen Faktor. Die Preisentwicklung und ihre Auswirkung auf die Merit-Order sollten besonders achtsam beobachtet werden.\r\n•\r\nUmrüstungsverpflichtung & Zeitpläne für Gaskraftwerke\r\nIm Kapazitätsmechanismus sollte für erdgasbasierte Erzeugungsanlagen eine Verpflichtung zur Umrüstung auf grünen Wasserstoff bestehen. Diese sollte einerseits technischer Natur sein, was die Umrüstung der Kraftwerke betrifft. Zudem sollte der technische Umbau auch ökonomisch begutachtet werden. Über die technische\r\n6 Emission Performance Standard nach Strommarkt-Verordnung: CO2-Emissionsgrenzwerten für Neuanlagen: < 550 g CO2/kWhel, Bestandsanlagen: < 550 g CO2/kWhel oder im Jahresdurchschnitt < 350 kg CO2/kWel.\r\nGreen Planet Energy eG | Hongkongstraße 10, 20457 Hamburg | green-planet-energy.de\r\nUmsetzbarkeit hinaus sollten Kraftwerksbetreiber auch dazu verpflichtet werden, einen klaren Zeitplan für den Umstieg auf grünen Wasserstoff vorzulegen. Hierin soll-ten auch klar definierte Zwischenschritte wie z.B. ein Aufwuchspfad für den eingesetzten grünen H2 sowie Bezugskriterien festgehalten werden.\r\n•\r\nPreisgestaltung der Zertifikate:\r\nIn einem kombinierten Kapazitätsmarkt interagieren die verschiedenen Marktschau-plätze miteinander. Das Auktionsverhalten der Marktakteure im Rahmen der zentralen Komponente wird beeinflusst durch die vorgelagerten dezentralen Mechanismen. Letztendlich müssen Fehlanreize insofern verhindert werden, als dass die Anreizwirkung auf dem dezentralen Markt geschwächt wird, so dass nur einzelne Flexibilitätsoptionen eingesetzt werden (eine sogenannte “slippery slope” vgl. Connect 2024, S. 156). Hierfür ist die Anreiz- bzw. Preisgestaltung entscheidend. Eine Über-förderung von insbesondere an den Ausschreibungen teilnehmenden Gasraftwerken muss in jedem Fall verhindert werden. Um eine Überförderung von Kraftwerken in der zentralen Ausschreibung zu verhindern, ist es z.B. ratsam, mit einer niedrigeren Ausschreibungsmenge zu beginnen, die dann ggf. durch den dezentralen Kapazi-tätsmarkt oder durch zentrale Kontraktionen ergänzt werden. Die Höhe des Price Caps beeinflusst auch die Marktmacht einzelner Kraftwerksanbieter (vgl. Monopol-kommission 2023). Vor diesem Hintergrund ist ein strenges Preislimit im Rahmen der Ausschreibung zu empfehlen.\r\n•\r\nRegionale Steuerung:\r\nIm aktuellen regulatorischen Rahmen erscheint eine regionale Steuerung sinnvoll, um die Aktivierung von flexiblen Erzeugern und Verbrauchen im Rahmen eines Kapazitätsmarktes netz- und systemdienlich zu gestalten.\r\nRisiken und Chancen für die Akteursvielfalt\r\nWelche Chancen und Risiken sich im Rahmen eines KKM für kleinere Akteure ergeben, ist noch nicht abschließend klar. Fest steht, dass ein neues Aufgabenprofil für Bilanz-kreisverantwortliche entsteht, was sowohl Chancen als auch Risiken beinhaltet. Der An-reiz zur Selbsterbringung von Lastverschiebung im eigenen Bilanzkreis ist ein positiver Anreizrahmen zur Integration neuer Flexibilitätskonzepte - wie z.B. Pooling und Aggregation von haushaltsnahen Flexibilitäten, oder dynamische Tarife. Die Pflichten für Bi-anzkreisverantwortliche sind möglichst so auszugestalten, dass auch kleinere Bilanz-kreisverantwortlich diese einhalten können (siehe Consentec et al. 2024). Neue Pflichten müssen transparent und rechtzeitig festgelegt werden, entsprechende Implemen-tierungsphasen für Bilanzkreisverantwortliche sind dabei zu berücksichtigen. Bei der Ausgestaltung des Zusammenspiels von KKM-Z, KKM-D muss sichergestellt werden, dass Akteure mit größerer Marktmacht, diese nicht missbrauchen können. Für die Um-setzung neuer Regeln braucht es einen transparenten Prozess und klare Zeitschienen. Entsprechende Implementierungsphasen sind dabei zu berücksichtigen.\r\nZwischenfazit: Dezentrale Technologien\r\nDezentrale Flexibilitätsoptionen werden in diesem Jahrzehnt in großem Maßstab den Strommarkt durchdringen. Für den Erfolg der Energiewende ist es essenziell, dieses Flexibilitätspotenzial zu nutzen und diese systemdienlich zu integrieren. Aus Sicht von GPE ist der ZKM nicht in der Lage, adäquat auf diese und andere Marktentwicklungen zu\r\nGreen Planet Energy eG | Hongkongstraße 10, 20457 Hamburg | green-planet-energy.de\r\nreagieren und notwendige Innovationen schnell zu ermöglichen. Es wäre eine schwerwiegende Pfadabhängigkeit, einen ZKM aufzusetzen, der haushaltsnahe Flexibilitäten und innovative Produkte nicht einbinden kann. Sofern ein Kapazitätsmarkt mit zentralem Element aufgesetzt wird, ist eine dezentrale Komponente unbedingt notwendig, um den Mechanismus anpassungs- und anschlussfähig für solche innovative Ent-wicklungen und neue Markttrends zu halten. Beim Design muss ein Level-Playing Field zwischen kleineren dezentralen Flexibilitäten und größeren Flexibilitäten garantiert wer-den. Dies steigert die Systemeffizienz, da durch kostengünstigere Erneuerbare Flexibilitäten die Gesamtsystemkosten verringert werden können. Auch aus Klimaschutzgrün-den ist es notwendig, dezentrale Flexibilitäten vorgelagert in der Merit Order zum Einsatz kommen zu lassen, um die Emissionen aus fossilem Erdgas zu minimieren.\r\nHandlungsfeld 3\r\nGPE begrüßt den Vorstoß des BMWK mithilfe von lokalen Signalen die reale physische Netzsituation besser abzubilden und somit Anreize zum systemdienlichen Verhalten für alle Marktakteure zu setzen. Diese können in erheblichem Maße dazu beitragen, die fluktuierenden EE in das Energiesystem zu integrieren.\r\nBei der Ausgestaltung der Signale muss darauf geachtet werden, dass die Signale diskriminierungsfrei gestaltet sind, sodass möglichst alle Marktteilnehmer darauf reagieren können und nicht benachteiligt werden. Es bedarf im weiteren Prozess daher einer brei-ten Stakeholderdiskussion.\r\nHandlungsfeld 4\r\nDie zunehmende Flexibilisierung ist ein Schlüsselelement für den Erfolg der vorherigen Handlungsfelder und die Energiewende im Ganzen. Daher begrüßt GPE den Vorstoß des BMWK, die drei identifizierten Aktionsbereiche zu stärken.\r\nAuch in diesem Handlungsfeld muss der Bereich der Akteursvielfalt verstärkt in den Fokus rücken, sodass möglichst viele Kund:innen und Unternehmen an den Chancen der Flexibilisierung partizipieren können. Eine nutzerzentrierte Ausgestaltung der Aktions-bereiche bietet die Chance, die Akzeptanz der Energiewende nachhaltig zu stärken.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011989","regulatoryProjectTitle":"Einsatz für eine Ausgestaltung von Contracts for Difference, mit der Wechsel zwischen CfD-Förderung und der sonstigen Direktvermarktung möglich sind.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ba/07/351905/Stellungnahme-Gutachten-SG2409110003.pdf","pdfPageCount":37,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Guidehouse Germany GmbH | Hauptsitz: Albrechtstr. 10 c | 10117 Berlin | Tel. +49 30 7262 1410\r\nHandelsregister Amtsgericht Charlottenburg | Handelsregisternr. HRB 191924 | Ust-ID-Nr. DE 316292507 \r\n\r\nWechseloptionen zwischen CfD\u0002Förderung und PPAs\r\nSinnvolle Kombinationen staatlicher Förderung mit\r\nmarktlicher Refinanzierung \r\nan:\r\nGreen Planet Energy eG\r\nvon:\r\n\r\nGuidehouse Germany GmbH\r\nAlbrechtstr. 10 c\r\n10117 Berlin\r\nT +49 30 7262 1410\r\nguidehouse.com\r\n03. August 2024\r\nDieser Bericht wurde von Guidehouse im Auftrag und zum alleinigen Gebrauch durch Green Planet Energy eG erstellt. Die \r\nInhalte sind Arbeitsergebnisse, die auf den zum Zeitpunkt der Erstellung dieses Berichtes verfügbaren Informationen basieren.\r\n© 2024 Guidehouse Inc. All rights reserved.\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite i\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1. Executive Summary ............................................................................................ iii\r\n2. Einleitung.............................................................................................................. 1\r\n3. Untersuchungsgegenstand................................................................................. 3\r\nContracts for Differences (CfD)............................................................................... 3\r\nPower Purchase Agreements (PPA)....................................................................... 3\r\nWechselwirkungen zwischen CfD und PPA............................................................ 5\r\nWechselmodelle..................................................................................................... 6\r\n4. Designelemente der Wechselmodelle ................................................................ 8\r\nÜbersicht................................................................................................................ 8\r\nWechselhäufigkeit .................................................................................................. 8\r\nVorgabe der Reihenfolge........................................................................................ 9\r\nWechselintervalle ................................................................................................... 9\r\nAbschöpfung ........................................................................................................ 10\r\nPPA-Preisdeckelung............................................................................................. 11\r\nAnteil des Carve outs ........................................................................................... 11\r\nFallback bei Kontrahentenausfall.......................................................................... 11\r\nKombination der Designelemente......................................................................... 12\r\n5. Wechselmodelle ................................................................................................. 14\r\nPreisdeckelung..................................................................................................... 14\r\nAbschöpfung ........................................................................................................ 14\r\n5.2.1 Abschöpfung: Fix ...................................................................................... 14\r\n5.2.2 Abschöpfung: Relativ ................................................................................ 15\r\nWechselbeschränkung ......................................................................................... 15\r\n5.3.1 Wechselbeschränkung: von CfD in PPA (einmaliger Wechsel) ................. 15\r\n5.3.2 Wechselbeschränkung: von CfD in PPA (zweimaliger Wechsel)............... 16\r\n5.3.3 Wechselbeschränkung: von PPA in CfD (einmaliger Wechsel) ................. 16\r\n5.3.4 Wechselintervalle...................................................................................... 17\r\n6. Bewertungskriterien........................................................................................... 18\r\nAuswirkungen auf Förderzahlung ......................................................................... 18\r\nFinanzielle Attraktivität des Wechsels in PPA....................................................... 19\r\nRisikoübernahme ................................................................................................. 19\r\nAuswirkungen der Wechselmöglichkeit auf die Kapitalkosten............................... 20\r\nAdministrative Umsetzbarkeit ............................................................................... 20\r\nStärkung des PPA-Markts .................................................................................... 21\r\n7. Bewertung........................................................................................................... 23\r\nÜberblick .............................................................................................................. 23\r\nBewertung im Detail ............................................................................................. 24\r\n8. Fazit..................................................................................................................... 29\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite ii\r\nDisclaimer\r\nDieser Bericht wurde durch Guidehouse Germany GmbH (Guidehouse) für Green Planet \r\nEnergy eG erstellt. Die in diesem Bericht vorgestellte Arbeit stellt eine professionelle Ein\u0002schätzung von Guidehouse auf der Grundlage von Informationen dar, die zum Zeitpunkt der \r\nErstellung dieses Berichts zur Verfügung standen. Guidehouse ist weder für die Verwen\u0002dung des Berichts oder das Vertrauen auf den Bericht seitens der Leser:innen noch für ir\u0002gendwelche Entscheidungen auf Grundlage des Berichts verantwortlich. Leser:innen des \r\nBerichts werden darauf hingewiesen, dass sie sämtliche Haftungspflichten tragen, die für sie \r\noder Dritte entstehen, weil sie sich auf den Bericht oder die in dem Bericht enthaltenen Da\u0002ten, Informationen, Erkenntnisse und Meinungen verlassen.\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite iii\r\n1. Executive Summary\r\nIn Deutschland wird die Einführung eines CfD-Fördersystems (zweiseitige Marktprämie) zur \r\nFörderung des Zubaus von Wind- und Photovoltaikanlagen diskutiert. Ein CfD-Fördersystem \r\nermöglicht die Abschöpfung von Erlösen oberhalb des Zuschlagspreises, die zum Schutz \r\nvon Verbraucher:innen vor sehr hohen Strompreisen eingesetzt werden können. Der Mecha\u0002nismus kann jedoch einen Anreiz für Anlagenbetreiber:innen erzeugen, durch einen zeitlich \r\nbegrenzten Wechsel aus der Förderung in die sonstige Direktvermarktung (sDV) die mit dem \r\nCfD verbundene Abschöpfung zu umgehen. Der Wechsel zwischen Förderung und sonstiger \r\nDirektvermarktung muss im CfD ggü. dem Status Quo (mit unbegrenzter Wechselmöglich\u0002keit) neu geregelt werden, um die Abschöpfungsfunktion im CfD aufrechtzuerhalten bzw. um \r\neine Überförderung zu vermeiden.\r\nVon dieser Einschränkung betroffen wäre vor allem der Markt für kurzfristige PPA mit einer \r\nLaufzeit von ein bis neun Jahren. Dieses Segment dient zwar typischerweise nicht der Refi\u0002nanzierung von Neuanlagen und führt somit nicht zum Zubau von erneuerbaren Energien\r\n(EE), allerdings ermöglicht dieses PPA-Segment dennoch verschiedene positive Effekte: Bei \r\nAbnahme von Strom über PPA-Verträge besteht ein Anreiz für lastseitige Flexibilität, da sich \r\nhierdurch die Strombezugskosten senken lassen. Dies wiederum führt zur besseren Sys\u0002temintegration der EE. Zudem ermöglicht der Strombezug über PPA die Preisabsicherung \r\nfür Stromverbraucher, in diesem Fall auch für Verbraucher die (noch) nicht in der Lage sind, \r\nlangfristige PPA mit Neuanlagen abzuschließen. Ein CfD-System, das den Wechsel von der \r\nFörderung in die sDV (und damit in kurzfristige PPA) gänzlich unterbindet, um die Abschöp\u0002fungsfunktion des CfD aufrechtzuerhalten, kann somit ungewollte negative Auswirkungen\r\nauf bestehende Wege und Anreize für Markt- und Systemintegration von EE haben.\r\nDiese Studie untersucht daher verschiedene Modelle, die den Wechsel von der Förderung in \r\ndie sDV regeln, mit dem Ziel die Vorteile der CfD-Förderung mit denen der PPA-Vermark\u0002tung zu verbinden. Dabei soll das angesprochene PPA-Marktsegment weiterhin ermöglicht \r\nwerden, ohne dabei die Rückzahlungsfunktion der CfD-Förderung zu untergraben.\r\nEs gibt unterschiedliche Ansätze, wie sich diese Ziele im Rahmen von Wechselmodellen\r\nüberein bringen lassen: Zum einen durch eine Preissteuerung der PPAs mittels Preisdecke\u0002lung oder eine Abschöpfung, die auch im Rahmen der sDV (und damit in PPA-Verträgen)\r\ngreift. Zum anderen ist dies über Wechselbeschränkungen zwischen CfD und PPA durch \r\nvorgegebene Wechselhäufigkeiten (ein- oder zweimaliger Wechsel) oder Wechselintervall\u0002längen (Wechsel nur alle 3 bis 5 Jahre) möglich. Diese übergeordneten Wirkelemente kön\u0002nen unterschiedlich ausgestaltet werden und durch die Ergänzung und Kombination mit wei\u0002teren Designelementen in ihrer Wirkung auf den PPA-Markt und die Rückzahlungsverpflich\u0002tung angepasst werden. Eine Kombination der übergeordneten Wirkelemente ist allerdings \r\nnur bedingt sinnvoll. Die folgenden Modelle wurden untersucht:\r\n1. Preisdeckelung des PPAs: Im Preisdeckelungsmodell ist bei einem Wechsel von CfD \r\nin PPA der PPA-Preis gedeckelt auf den CfD-Preis + x €/MWh. Der Wechsel zwi\u0002schen CfD und PPA kann monatlich erfolgen und die Wechselhäufigkeit ist unbe\u0002grenzt.\r\n2. Fixe Abschöpfung der Einnahmen in PPAs: Bei einem Wechsel vom CfD in ein PPA \r\nwird eine fixe Abschöpfung von X €/MWh erhoben, unabhängig davon, wie hoch der \r\nPPA-Preis ausfällt.\r\n3. Relative Abschöpfung der Mehreinnahmen in PPAs: In diesem Modell wird ein be\u0002stimmter Anteil der Mehrerlöse abgeschöpft. Die relative Abschöpfung bezieht sich \r\nauf X % der Differenz zwischen PPA-Preis und CfD-Strike Price.\r\n4. Wechselbeschränkung von CfD in PPA mit einmaligem Wechsel: In diesem Modell \r\nist vorgegeben, dass die Anlagenbetreiber:innen nach der Ausschreibung ihre \r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite iv\r\nFinanzierung zunächst mit der CfD-Förderung beginnen. Der Wechsel aus der CfD\u0002Förderung in eine PPA-Finanzierung ist nur einmalig möglich, d. h. ein Wechsel zu\u0002rück in die CfD-Förderung ist nicht möglich. Der Zeitpunkt des Wechsels ist dem EE\u0002Anlagenbetreiber:innen überlassen und kann auf monatlicher Basis entschieden wer\u0002den. Im PPA werden die Einnahmen nicht abgeschöpft.\r\n5. Wechselbeschränkung von CfD in PPA mit zweimaligem Wechsel: In diesem Modell \r\ngibt es die Möglichkeit, zurück in die CfD-Finanzierung zu wechseln. Dabei gibt es\r\neine Mindestlaufzeit von 3 Jahren für das PPA, um kurzfristigere Wechsel zu unter\u0002binden und die Wechseloption mit adäquater Risikoübernahme der Betreiber:innen \r\nzu kombinieren.\r\n6. Wechselbeschränkung von PPA in CfD mit einmaligem Wechsel: Dieses Modell \r\nschreibt den Beginn der Finanzierung im PPA vor und erlaubt nur einmalig den \r\nWechsel von PPA in CfD, d. h., die Reihenfolge der Vermarktungsoption ist hier um\u0002gekehrt zu den vorangegangenen Modellen.\r\n7. Vorgegebene Wechselintervalle zwischen PPA und CfD: Das Modell ermöglicht dem \r\nEE-Betreiber:innen eine unbegrenzte Anzahl von Wechseln zwischen PPA und CfD\r\n(und ohne Preisdeckelung), allerdings beträgt das Wechselintervall nicht einen Mo\u0002nat wie im Status quo, sondern 3 oder 5 Jahre.\r\nDie sieben Modelle wurden im Rahmen der Studie kriteriengeleitet bewertet. Die folgende \r\nTabelle zeigt die zentralen Vor- und Nachteile der Modelle auf.\r\nWechselmodell Vorteile Nachteile\r\nPreisdeckelung \r\n(unbegrenzte \r\nWechselanzahl)\r\n• Preissicherung für PPA-Neh\u0002mer\r\n• Pragmatische Variante eines \r\nIndustriestrompreises\r\n• Nur ausgewählte PPA-Neh\u0002mer:innen können von gede\u0002ckelten PPA-Preisen profitie\u0002ren\r\n• Keine marktbasierte Preisfin\u0002dung im PPA\r\n• Administrativer Aufwand für \r\ndie Auditierung der PPA-Ver\u0002träge\r\nAbschöpfung Fix \r\n(unbegrenzte \r\nWechselanzahl)\r\n• Einfache Administration\r\n(keine Auditierung notwen\u0002dig)\r\n• Je nach Höhe der fixen Ab\u0002schöpfung starke Anreize für \r\nPPA-Markt\r\n• Geschwächte Abschöpfungs\u0002funktion (z.B. in ausgeprägten \r\nHochpreisphasen)\r\nAbschöpfung \r\nRelativ (unbe\u0002grenzte Wechsel\u0002anzahl)\r\n• Aufrechterhaltene Abschöp\u0002fungsfunktion des CfD in \r\nausgeprägten Hochpreis\u0002phasen\r\n• Volle Wechselflexibilität\r\n• Administrativer Aufwand (Au\u0002ditierung der PPA-Verträge) \r\nWechselbe\u0002schränkung: von \r\nCfD in PPA (ein\u0002facher Wechsel)\r\n• Einfache Umsetzung\r\n• Verhinderung kurzfristiger \r\nWechsel\r\n• Kein Zugriff auf Mehrerlöse \r\n• Erhöhte Kapitalkosten durch \r\ndeutlich erhöhte Risikoexposi\u0002tion der Anlagenbetreiber\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite v\r\nWechselbe\u0002schränkung: von \r\nCfD in PPA \r\n(zweifacher \r\nWechsel)\r\n• Stark reduzierte Risiken\r\n• Große Opportunitäten \r\n• Anreiz zur Beschränkung der \r\nPPA-Laufzeit auf Hochpreis\u0002phasen \r\n• Untergräbt Abschöpfungs\u0002funktion teilweise\r\n• Hohe Gleichzeitigkeit des \r\nWechsels zu erwarten\r\nWechselbe\u0002schränkung: von \r\nPPA in CfD (ein\u0002facher Wechsel)\r\n• PPA-Erlöse können in CfD\u0002Gebot einberechnet werden\r\n• Direkte positive Wirkung auf \r\nPPA-Markt nach Einführung \r\ndes Modells\r\n• Keine Abschöpfung von \r\nMehrerlösen in PPA\r\n• PPA-Nutzung von Investiti\u0002onszeitpunkt abhängig\r\nWechselinter\u0002valle (3 oder 5 \r\nJahre)\r\n• Einfache Umsetzung, nah \r\nam aktuellen System\r\n• Verhinderung der Ausnut\u0002zung kurzfristiger Hochpreis\u0002phasen\r\n• Keine Abschöpfung von \r\nHochpreisphasen\r\n• Einsparung von Förderzah\u0002lungen unwahrscheinlich\r\nBesonders ausschlaggebend für die Auswahl eines Modells ist dessen Fähigkeit die Erlös\u0002abschöpfung in Hochpreisphasen zu gewährleisten. Ein Modell, das die Abschöpfungsfunk\u0002tion besonders gut aufrechterhält, ist die relative Abschöpfung, da Mehreinnahmen im PPA \r\noberhalb des Zuschlagspreises des CfD proportional zu ihrer Höhe und in einem kontrollier\u0002baren Umfang abgeschöpft werden können.\r\nUm das Segment der kurzfristigen PPAs weiterhin zu ermöglichen und damit einhergehende \r\nVorteile der EE-Integration erschlossen werden können, sollte das Wechselmodell zugleich \r\nattraktiv für die Anlagenbetreiber:innen sein. Hierfür ist das zusätzliche Risiko im Verhältnis \r\nzu den möglichen Mehrerlösen ausschlaggebend. Das zusätzliche Risiko ist besonders ge\u0002ring, wenn die Anlagenbetreiber:innen flexibel entscheiden können, wann und wie lange sie \r\nein PPA abschließen. Der Umfang der Mehrerlöse hängt entweder davon ab, wie hoch die \r\nAbschöpfung angesetzt wird oder wie planbar Hochpreisphasen ausgenutzt werden können.\r\nHohe Flexibilität und damit ein geringes Risiko bieten vor allem die Modelle ohne Wechsel\u0002beschränkung. Das Modell der relativen Abschöpfung der PPA-Preise ggü. dem Zuschlags\u0002preis in der Ausschreibung bietet neben der Abschöpfungsfunktion ebenfalls die maximale \r\nWechselflexibilität. Entscheidend ist in diesem Modell, wie hoch die relative Abschöpfung \r\nangesetzt wird. \r\nUnter der Prämisse der Sicherstellung der Abschöpfung in Hochpreisphasen, hoher\r\nFlexibilität beim Wechsel für die Betreiber:innen und guter Planbarkeit möglicher Zu\u0002satzerlöse lässt sich aus Sicht der Autor:innen eine Empfehlung für das Wechselmo\u0002dell der relativen Abschöpfung aussprechen. \r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 1\r\n2. Einleitung\r\nAktuell wird in Deutschland und darüber hinaus in der EU eine angeregte Debatte um die \r\nEinführung von Contracts for Differences (CfD) als Fördermodell für die Finanzierung neuer \r\nWind- und PV-Anlagen (im weiteren Text EE-Anlagen) geführt. Anstoß hierfür ist u.a. die im \r\nJuli 2024 in Kraft getretene EU-Strommarktreform1\r\n, die CfD oder ähnliche Instrumente mit \r\ndemselben Effekt (Abschöpfung von Erlösen oberhalb einer bestimmten Grenze) als Förder\u0002mechanismus für den Ausbau von erneuerbaren Energien festlegt. Zusätzlich wird in den \r\nLeitlinien für staatliche Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihilfen (KUEBLL)\r\n2 auf die Mög\u0002lichkeiten hingewiesen „Rückforderungen“ in Fördersysteme zu integrieren. Diese Anforde\u0002rungen werden vom aktuellen in Deutschland genutzten Fördersystem der einseitigen glei\u0002tenden Marktprämie nicht erfüllt. Daher muss das Fördersystem weiterentwickelt werden\r\nund die Nutzung eines CfD-Modells erscheint hierbei als naheliegende Variante.\r\nBei der Nutzung eines CfD-Fördersystems (zweiseitiges Marktprämienmodell) besteht für \r\nBetreiber:innen von EE-Anlagen ein Anreiz in Phasen, in denen eine Rückzahlung von Erlö\u0002sen anfallen würde, das Fördersystem zu verlassen und die Finanzierung ihrer Anlagen zwi\u0002schenzeitlich z. B. über bilaterale Stromabnahmeverträge (PPA) mit Energieversorgern oder \r\nIndustrieunternehmen zu gewährleisten. Hierdurch wäre es theoretisch möglich die Rück\u0002zahlungsverpflichtung zu umgehen, da der Staat nur auf die Einnahmen von Anlagen im \r\nFördersystem Zugriff hat. Um die opportunistische Vermeidung der Rückzahlungsverpflich\u0002tung zu verhindern, müsste in einem CfD-System zunächst die Möglichkeiten für einen \r\nWechsel zwischen dem CfD-Fördersystem und der PPA-Finanzierung unterbunden oder \r\neingeschränkt werden. Dies hätte zur Konsequenz, dass anders als im aktuellen System der \r\neinseitigen gleitenden Marktprämie, in dem monatlich zwischen dem Fördersystem und der \r\nPPA-Finanzierung gewechselt werden kann, EE-Anlagen im CfD-Fördersystem keine PPA \r\nmehr abschließen würden. Hierdurch könnte die Einführung von CfD zu einer Beschränkung \r\ndes PPA-Markts auf ungeförderte und ausgeförderte EE-Anlagen führen.\r\nDer Markt für PPA in Deutschland hat sich in den letzten Jahren positiv entwickelt. Im Jahr \r\n2023 wurden in Deutschland 3,7 GW installierte PV- und Windleistung über PPAs kontra\u0002hiert3\r\n. Die Vermarktung von EE-Strom über PPA kann die Marktintegration fördern und zu \r\neinem systemdienlicheren Verbrauchsverhalten der PPA-Nehmer:innen führen. Außerdem \r\ndienen PPAs der langfristigen Strompreisabsicherung der PPA-Nehmer:innen. Energiever\u0002sorgungsunternehmen können somit PPAs nutzen, um ihre Kund:innen vor Preisschwan\u0002kungen zu schützen. \r\nAuch aus diesem Grund fordert die schon erwähnte EU-Strommarktrichtlinie neben der Ein\u0002führung von CfD, dass durch die Ausgestaltung der EE-Fördersysteme keine zusätzlichen \r\nHindernisse für die Entwicklung des PPA-Marktes entstehen dürfen. Somit sollte nach Mög\u0002lichkeiten gesucht werden, wie der PPA-Markt bei der potenziellen Einführung von CfD mög\u0002lichst nicht beeinträchtigt wird.\r\nEine Möglichkeit hierfür ist die teilweise Öffnung der CfD-Förderung für PPA durch regulierte \r\nWechselmöglichkeiten zwischen der CfD-Förderung und der PPA-Finanzierung. Diese \r\nWechselmöglichkeiten sollen in dieser Kurzstudie untersucht und bewertet werden. Das Ziel \r\nist hierbei, Möglichkeiten zu identifizieren, die Vorteile der CfD-Förderung mit den Vorteilen \r\nder Nutzung von PPAs, insb. der Marktintegration zu kombinieren und so ein systemisch \r\n1 https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=OJ:L_202401747\r\n2\r\n„Zur Gewährleistung der Angemessenheit [der Förderung] können […] Beschränkungen der Rentabilität \r\nund/oder Rückforderungen […] erforderlich sein.“, KUEBLL Randnummer 90,\r\nhttps://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/PDF/?uri=CELEX:52022XC0218(03)&from=EN\r\n3 Hierbei werden nur PPA mit einer Vertragsdauer von mehr als 5 Jahren gezählt, Pexapark, EUROPEAN PPA \r\nMARKET OUTLOOK 2024, 2024, https://pexapark.com/european-ppa-market/\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 2\r\nsinnvolles Modell mit staatlicher Förderung und marktlicher Refinanzierung von EE zu er\u0002möglichen.\r\nHierfür werden, nach der inhaltlichen Einführung (Kapitel 3) zu CfDs und PPAs sowie Wech\u0002selwirkungen, zunächst in Kapitel 4 die einzelnen denkbaren Designelemente von Wechsel\u0002modellen, ihre Wirkung und mögliche Kombinationen detailliert beschrieben. Anschließend \r\nbeschreibt Kapitel 5 mögliche Wechselmodelle, die sich aus sinnvollen Kombinationen von \r\nbestimmten Designelementen zusammensetzen. Die identifizierten und untersuchten Wech\u0002selmodelle sind: \r\n1. Preisdeckelung des PPAs\r\n2. Fixe Abschöpfung der Einnahmen in PPAs\r\n3. Relative Abschöpfung der Mehreinnahmen in PPAs\r\n4. Wechselbeschränkung von CfD in PPA mit einmaligem Wechsel\r\n5. Wechselbeschränkung von CfD in PPA mit zweimaligem Wechsel\r\n6. Wechselbeschränkung von PPA in CfD mit einmaligem Wechsel\r\n7. Vorgegebene Wechselintervalle zwischen PPA und CfD\r\nUnter Anwendung der in Kapitel 6 definierten Bewertungskriterien erfolgt im Anschluss die \r\nBewertung (Kapitel 7) der Wechselmodelle. Die Erkenntnisse werden abschließend in Ab\u0002schnitt 8 zusammengefasst und eine Empfehlung für ein Wechselmodell mit dem größten \r\nMehrwert ausgesprochen.\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 3\r\n3. Untersuchungsgegenstand\r\nDas folgende Kapitel dient der Einführung und Beschreibung der Untersuchungsgegen\u0002stände dieser Studie. Hierfür werden Funktionsweise und Wirkung der CfD- und PPA-Finan\u0002zierung, die Wechselwirkungen zwischen den beiden Modellen sowie die Logik und Zielset\u0002zung von Wechselmodellen beschrieben.\r\nContracts for Differences (CfD) \r\nCfDs sind Finanzinstrumente, die auf vielen Finanz- und Rohstoffmärkten seit langem zum \r\nEinsatz kommen. Die Funktion eines CfD besteht darin ein bestimmtes Preisniveau für die \r\nbeteiligten Vertragsparteien abzusichern. Liegt der Marktpreis über dem vereinbarten Preis\u0002niveau müssen die Verkäufer:innen den Käufer:innen die Differenz auszahlen. Bei einem \r\nMarktpreis unterhalb des vereinbarten Preisniveaus verhält es sich umgekehrt. Die Käu\u0002fer:innen zahlen also den Verkäufer:innen die Differenz zum vereinbarten Preisniveau. Die\u0002ses Prinzip kann auch für die Förderung von EE-Anlagen angewendet werden, wobei die \r\nAnlagenbetreiber:innen und der Staat die Vertragsparteien sind und ein wettbewerblich be\u0002stimmtes Preisniveau für den Verkauf von EE-Strom durch den Staat abgesichert wird. Fällt \r\nder Strommarktpreis unter das Preisniveau, für welches die EE-Anlagenbetreiber:innen ei\u0002nen Zuschlag in einer Ausschreibung bekommen haben, so gleicht der Staat die fehlenden \r\nEinnahmen der Anlagenbetreiber:innen aus. Überschreitet der Preis am Strommarkt dieses \r\nLevel, so müssen die EE-Anlagenbetreiber:innen dem Staat die Differenz zurückzahlen.\r\nDas Instrument minimiert somit für die Anlagenbetreiber:innen das Preisrisiko und macht die \r\nEinnahmen aus dem Betrieb der EE-Anlage deutlich vorhersehbarer und damit sicherer. \r\nDies führt dazu, dass die Anlagenbetreiber:innen Kredite für die Investition in ihre Anlagen \r\nzu deutlich günstigeren Konditionen erhalten können und somit wiederrum weniger hohe \r\nEinnahmen benötigen, um einen wirtschaftlichen Betrieb zu gewährleisten. Hierdurch kön\u0002nen sie für die CfDs niedrigere Preisniveaus, in diesem Zusammenhang auch anzulegende \r\nWerte genannt, bieten, wodurch der Staat weniger Förderung zahlen muss. \r\nCfD-Verträge können unterschiedlich ausgestaltet werden. Ein zentrales Ausgestaltungsele\u0002ment ist die Zeitperiode, über die das Strommarktpreisniveau ermittelt wird. Außerdem be\u0002stehen signifikante Unterschiede bei der Ausgestaltung von CfDs hinsichtlich des Umgangs \r\nmit etwaigen marktverzerrenden Effekten der CfDs. \r\nAktuell wird in Deutschland das Fördermodell der einseitigen gleitenden Marktprämie ge\u0002nutzt. Dieses funktioniert wie ein CfD, ohne die Verpflichtung der Verkäufer:innen Einnah\u0002men zurückzahlen zu müssen, die oberhalb des Anzulegenden Wertes liegen. In diesem \r\nModell sichert also der Staat dem Erzeuger ein bestimmtes Preisniveau ab. Es gibt keine \r\nRückflüsse an den Staat.\r\nPower Purchase Agreements (PPA) \r\nPower Purchase Agreements (PPAs) sind bilaterale Stromlieferverträge zwischen Stromer\u0002zeugern (PPA-Geber:innen) und Stromabnehmern (PPA-Nehmer:innen). Im Rahmen dieser \r\nStudie werden nur solche PPAs betrachtet, die für Anlagen auf Basis erneuerbare Energien\r\n(EE) abgeschlossen werden - typischerweise Wind- und Solaranlagen. PPAs sind eine\r\nmarktbasierte Finanzierungsoption für EE-Anlagen und können die staatlich geförderte Di\u0002rektvermarktung im Marktprämienmodell phasenweise oder vollständig ersetzen. Damit kön\u0002nen PPAs den Betrieb von EE sichern und zu deren Ausbau beitragen. Der PPA-Markt ist in \r\nden letzten Jahren stark angewachsen, da PPAs den Abnehmer:innen Preissicherheit bieten\r\nund eine glaubwürdige Form der Grünstrombeschaffung darstellen, was für die Senkung der\r\nEmissionen im Zusammenhang mit dem Strombezug von besonderer Bedeutung ist. \r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 4\r\nPPAs sind individuell ausgehandelte Verträge, daher besteht eine große Vielfalt von unter\u0002schiedlichen Ausgestaltungen der Verträge, die sich u. a. bezüglich der Laufzeit, Preisdefini\u0002tion und Abnahmemodalitäten unterscheiden. \r\nLaufzeit \r\nBei der Laufzeit von PPA kann zwischen Kurzfrist-PPA und Langfrist-PPA unterschieden \r\nwerden, wobei die Grenzen fließend sind. \r\nAls Kurzfrist-PPA werden Verträge mit einer Laufzeit von 1 bis 3 Jahren angesehen. Aktuell \r\nwerden Kurzfrist-PPA vor allem in drei Marktsegmenten genutzt: In den ersten beiden Seg\u0002menten dienen PPA der Anschlussfinanzierung bestehender EE-Anlagen; zum einen von \r\nPost-EEG-Anlagen, also EE-Anlagen, deren Förderung ausgelaufen ist und zum anderen \r\nungeförderten EE-Anlagen, deren initiale PPAs das Ende ihrer Laufzeit erreichen. Das dritte \r\nSegment umfasst Verträge, die im Rahmen des EEG während der Förderlaufzeit in Hoch\u0002preisphasen zur kurzfristigen Absicherung des Preisniveaus abgeschlossen werden. \r\nLangfrist-PPAs haben typischerweise eine Laufzeit von 10 bis 15 Jahren. Sie werden vor\u0002rangig zur Finanzierung von Neuinvestitionen in EE-Anlagen abgeschlossen und dienen auf \r\nAbnehmerseite der langfristigen Preissicherung.\r\nPPAs mit einer Laufzeit von 4 bis 10 Jahren kommen im Markt selten vor, da ihre Laufzeit\r\nnormalerweise nicht ausreicht, um Neuinvestitionen zu refinanzieren und die mittel- bis lang\u0002fristige Abnahme- und Preisbindung bei Bestandsanlagen häufig als zu risikoreich angese\u0002hen wird. Grundsätzlich ist es jedoch denkbar und wird auch teilweise im Markt beobachtet, \r\ndass auch Bestandsanlagen Verträge abschließen, die eine längere Laufzeit als 3 Jahre ha\u0002ben. Im Bericht werden PPAs mit Bestandsanlagen und einer Laufzeit bis zu 10 Jahren un\u0002ter dem Begriff Kurzfrist-PPA zusammengefasst. Investitionsrelevante PPAs mit einer Lauf\u0002zeit von mehr als 10 Jahren werden im Bericht als Langfrist-PPA bezeichnet.\r\nPreisdefinition\r\nTypische Preisstrukturen in PPAs umfassen feste Abnahmepreise (fixed), indexierte \r\n(Stufen-)Preise (index based) und marktpreisbasierte Verträge mit Ober- und Untergrenze\r\n(cap-and-floor). Sowohl für Betreiber:innen als auch für Abnehmer:innen können Festpreise\r\nbesonders attraktiv sein, da die Einnahmen bzw. Ausgaben auf Basis des PPA verlässlich \r\nkalkuliert werden können, was die Risikobewertung des Vertrags signifikant absenkt. Daher \r\nist der Festpreis das am häufigsten genutzte Modell. Die Bewertungen in dieser Studie be\u0002ziehen sich daher insbesondere auf das Preismodell mit festem Abnahmepreis.\r\nAbnahmemodalitäten\r\nDie Form der Abnahme bei PPAs lässt sich unterteilen in Verträge, bei denen die PPA-Neh\u0002mer:innen „wie erzeugt“ (engl. as-produced) oder „wie prognostiziert“ (engl. as-forcasted) \r\nabnehmen und solche, in denen definierte Mengen nach bestimmten Regeln (Profilen) abge\u0002nommen werden. Die Abnahmeprofile können hierbei verschiedene Formen haben. Am häu\u0002figsten werden PPAs mit der Verpflichtung der PPA-Nehmer:innen, den erzeugten Strom \r\n„wie erzeugt“ abzunehmen, abgeschlossen. Die Untersuchung in dieser Studie betrachtet \r\ndaher insbesondere as-produced Modelle.\r\nPPAs mit einem bestimmten Profil anzubieten, können nur Produzenten bzw. Energieversor\u0002ger leisten, die über ein entsprechendes Portfolio von Erzeugungsanlagen verfügen, mit de\u0002nen Schwankungen in der Erzeugung ausgeglichen werden können. \r\nDer Ausgleich von Abweichungen von der Erzeugungsprognose bzw. der Abnahme ist im\u0002mer Bestandteil eines PPA. Da sehr viele Akteure nicht über eine eigene Bilanzkreisbewirt\u0002schaftung verfügen, wird diese Aufgabe typischerweise an Intermediäre, so genannte Slee\u0002ving-Parteien (meist Energieversorgungsunternehmen), gegen eine Gebühr ausgelagert.\r\nDamit werden PPAs oft letztlich in bestehende Stromversorgungsbeziehungen integriert.\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 5\r\nMarktintegration erneuerbarer Energien durch PPAs\r\nDie Vermarktung von EE über PPAs kann grundsätzlich zu einer verbesserten Marktintegra\u0002tion der Strommengen sowie zur Erschließung von Flexibilität bei den Stromabnehmer:innen\r\nführen. Der verbesserte Anreiz zur Marktintegration entsteht aus dem Umstand, dass das \r\nEE-Einspeiseprofil dargebotsabhängig ist und nicht unmittelbar mit dem Lastprofil der PPA\u0002Nehmer:innen übereinstimmt. Um die Profile anzugleichen, muss „Überschussstrom“ weiter\u0002verkauft und Stromfehlmengen beschafft werden. „Überschussstrom“ kann mit hohen EE\u0002Anteilen im Strommarkt korrelieren und hat dadurch potenziell geringe Marktwerte. Umge\u0002kehrt korrelieren „Fehlmengen“ tendenziell mit niedrigen EE-Anteilen und sind daher teurer \r\nzu beschaffen. Die Möglichkeit die mittleren Stromkosten zu senken, indem der Anteil von \r\nÜberschussstrom und Fehlmengen verringert wird, stellt einen signifikanten Anreiz für Last\u0002flexibilität dar. \r\nDer beschriebene Effekt wirkt insbesondere bei Energieversorgern, die ihr Beschaffungs\u0002portfolio z. T. über PPAs decken. Die große Basis von unterschiedlichen Stromkund:innen \r\nbieten den Energieversorgern mehr Möglichkeiten Lastverschiebung zu realisieren. Insofern \r\ngeht der Effekt bei Energieversorgern über die Preislenkung der Strommärkte hinaus, die \r\nüber dynamische Tarife an die Verbraucher:innen weitergegeben werden kann. PPAs ani\u0002mieren in dynamischen Tarifen zusätzlich auch die Stromanbieter, gemeinsam mit Kund:in\u0002nen Flexibilitätspotenziale zu heben. Diese Potenziale werden durch die fortschreitende \r\nDurchdringung großer Stromverbraucher wie Wärmepumpen und Elektroautos sowie den\r\nlaufenden Smart Meter Gateway Rollout weiter ansteigen.\r\nEin weiterer positiver Nebeneffekt der EE-dargebotsorientierten Verbrauchsanpassung ist, \r\ndass Last in Zeiten gelenkt wird, in denen ein Kraftwerkspark mit niedriger Emissionsintensi\u0002tät einspeist und die Stromnachfrage weggelenkt wird aus Zeiten, in denen emissionsinten\u0002sive und teure Stromproduktion stattfindet. In einem zunehmend dekarbonisierten System \r\nwerden so auch teure Residualkapazitäten (z. B. Wasserstoffkraftwerke) eingespart.\r\nWechselwirkungen zwischen CfD und PPA\r\nDie Nutzung eines CfD-Fördersystems kann durch die Beschränkung des Wechsels zwi\u0002schen CfD und PPA-Finanzierung Auswirkungen auf den PPA-Markt haben. In dem aktuel\u0002len deutschen EE-Fördermodell der einseitigen gleitenden Marktprämie besteht bisher keine \r\nEinschränkung des Wechsels zwischen Förderung und ungeförderter Vermarktung. Ein \r\nWechsel zwischen der geförderten Direktvermarktung und der ungeförderten sog. „sonstiger \r\nDirektvermarktung“ (sDV), innerhalb derer PPA abgeschlossen werden, ist monatlich mög\u0002lich und zeitlich unbeschränkt. Hierdurch können EE-Anlagenbetreiber:innen auch kurzfristig \r\nund für begrenzte Zeiträume PPAs abschließen. \r\nDie Einschränkung des Wechsels zwischen PPA und CfD führt zu einer verstärkten Seg\u0002mentierung des Marktes in (CfD-)geförderte und ungeförderte (PPA-)EE-Anlagen. Wird der \r\nWechsel gänzlich unterbunden, müssen sich die EE-Anlagenbetreiber:innen zum Investiti\u0002onszeitpunkt entscheiden, ob sie den EE-Strom der Anlagen für die gesamte Förderperiode \r\ninnerhalb eines CfDs vermarkten oder die Anlage auf Basis von Langfrist-PPAs finanziert \r\nwerden soll. Kurzfrist-PPA innerhalb der Förderperiode wären somit im Rahmen einer CfD\u0002Förderung nicht möglich. In diesem Szenario würden PPAs für Neuanlagen überwiegend\r\nvon Abnehmer:innen abgeschlossen, die wirtschaftlich in der Lage sind, langfristige Abnah\u0002megarantien zu geben. Dies trifft hauptsächlich auf größere Industrieunternehmen, Tech\u0002Konzerne und Energieversorger zu. Kleineren Akteure, für die ein langfristiger Stromabnah\u0002mevertrag schwer kalkulierbare Risiken bedeutet, würde somit der Strombezug über PPAs\r\nerschwert.\r\nAn dieser Stelle sei darauf hingewiesen, dass auch in einem CfD-System, in dem der Wech\u0002sel unterbunden ist, weiterhin Kurzfrist-PPA von Betreiber:innen ausgeförderter EE-Anlagen\r\nund abgeschriebener ungeförderter PPA-Anlagen angeboten werden und sich die \r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 6\r\nSegmentierung somit nur auf neu hinzukommende Kapazitäten bezieht. Vergleicht man das \r\nheutige PPA-Marktvolumen in Deutschland (3,7 GW neu kontrahierte Leistung in 2023 von\r\nPPA mit mehr als 5 Jahren Laufzeit4\r\n) mit der ausgeförderten Leistung, die in den kommen\u0002den Jahren jährlich potenziell neu in den Markt kommen wird, zeigt sich, dass diese eine \r\nähnliche Größenordnung haben könnte (2024 – 2027: jährlich 2,6-3 GW). Ab 2028 steigt die \r\nMenge der ausgeförderten Leistung nochmals an und liegt dann bei jährlich mehr als 7 GW.\r\nDiese Leistung steht allerdings nicht in vollem Umfang für den PPA-Markt zur Verfügung. \r\nEin signifikanter Anteil dieses Volumens wird nach Ablauf der Förderung stillgelegt oder im \r\nRahmen der staatlichen Anschlussfinanzierung vermarktet. Das verfügbare Volumen wird \r\nalso deutlich darunter liegen und aufgrund der günstigen PPA-Preise bei Post-EEG Anlagen\r\nein besonders begehrtes und damit umkämpftes PPA-Segment sein.\r\nKurzfrist-PPAs, die sich nicht auf ausgeförderte oder ungeförderte Anlagen beziehen, wer\u0002den vor allem in Hochpreisphasen abgeschlossen, um die Preisniveaus abzusichern. Durch \r\ndiese Art von PPAs wird zwar kein zusätzlicher EE-Zubau angereizt, jedoch können sie\r\nebenfalls für Anreize zur Lastflexibilität sorgen und die Risikoübernahme privater Akteure\r\nverstärken (siehe vorheriges Kapitel). Die Nutzung eines CfD-Systems ohne Wechselmög\u0002lichkeiten würde somit dazu führen, dass ein Teil des aktuell vorhandenen PPA-Marktes \r\n(kurzfristige PPAs auf Basis bestehender Kapazitäten) bei zukünftigen EE-Projekten, die\r\nüber CfD gefördert werden, nicht mehr bedient werden kann.\r\nIn einem CfD-System, in dem ein Wechsel in ein PPA möglich ist, kann sich dies preissen\u0002kend auf die Gebote für die CfD-Förderung auswirken. Bei gutem Wettbewerb in der Aus\u0002schreibung besteht ein Anreiz für die Ausschreibungsteilnehmer, Erlösquellen in Form von \r\nPPAs in das CfD-Ausschreibungsgebot einzupreisen, um ihre Zuschlagschancen zu erhö\u0002hen. Hierdurch können potenziell die Förderkosten gesenkt werden. Ob und wie stark poten\u0002zielle Mehrerlöse außerhalb der Förderung in die Gebotskalkulation Eingang finden, hängt \r\nüber den Wettbewerb hinaus von der Höhe der erwarteten Erlöse sowie deren Realisie\u0002rungswahrscheinlich ab.\r\nWechselmodelle\r\nDie Einschränkung des Wechsels zwischen CfD und PPA hat limitierende Wirkung auf den \r\nPPA-Markt und insbesondere den Markt für Kurzfrist-PPA. Wenn Kurzfrist- als auch Lang\u0002frist-PPAs zu einem gewissen Grad auch während der Förderzeit von EE-Anlagen ermög\u0002licht werden, können entsprechende Flexibilitätsanreize gesetzt werden und potenziell För\u0002derkosten eingespart werden. Hierbei ist zu beachten, dass der PPA-Markt, der auf EE-An\u0002lagen außerhalb der Förderung basiert (Post-EEG-Anlagen/Ü-20-Anlagen, ungeförderte \r\nNeuanlagen, Anschlussverträge für PPA-Projekte), von diesen Überlegungen unberührt ist. \r\nAls Möglichkeit die Auswirkungen der Einführung von CfD auf den PPA-Markt zu reduzieren,\r\nsollen in dieser Studie Modelle untersucht werden, die einen Wechsel zwischen CfD und \r\nPPA während Laufzeit der CfD-Förderung ermöglichen. \r\nZiel der Modelle ist es, einen Kompromiss zwischen der Ermöglichung von PPAs und damit \r\nverbundenen Mehrgewinnen in Hochpreisphasen zu finden und zugleich die Funktion der \r\nRückzahlungsverpflichtungen in CfDs aufrecht zu erhalten. \r\nDieser Kompromiss kann über verschiedene Wege erreicht werden: Zum einen durch eine \r\nPreissteuerung der PPAs mittels Preisdeckelung oder Abschöpfung und zum anderen über \r\nWechselbeschränkungen durch vorgegebene Wechselhäufigkeiten oder Wechselintervall\u0002längen. Diese übergeordneten Wirkelemente können unterschiedlich ausgestaltet werden \r\nund durch die Ergänzung und Kombination mit weiteren Designelementen in ihrer Wirkung\r\nauf den PPA-Markt und die Rückzahlungsverpflichtung angepasst werden.\r\n4 Pexapark, EUROPEAN PPA MARKET OUTLOOK 2024, 2024, https://pexapark.com/european-ppa-market/\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 7\r\nIm internationalen Kontext gibt es lediglich ein einzelnes Beispiel für ein Wechselmodell zwi\u0002schen Förderung und PPAs: Hierbei handelt es sich, um das Förderdesign für Offshore\u0002Windausschreibungen in Belgien. Es ist wichtig zu beachten, dass es sich bei diesem Modell\r\num konzeptuelle Überlegungen handelt, für die noch keine EU-rechtliche Genehmigung vor\u0002liegt. \r\nDie geplante Ausschreibung für die Princess-Elisabeth-Offshore-Windzone sieht vor, dass \r\nein zweiseitiger CfD mit PPA-Carve-Out angeboten wird. Der Carve-out würde es EE-Anla\u0002genbetreiber:innen ermöglichen, in einem Zeitraum von bis zu drei Jahren nach der Installa\u0002tion des Windparks bis zu 50% der Strommenge im Rahmen eines PPA zu vermarkten. Der \r\nPPA-Preis ist hierbei auf den anzulegenden Wert (Zuschlagswert) des CfD plus 3 EUR/MWh \r\nlimitiert. Die Anlagenbetreiber:innen haben einmalig die Option, das ausgelöste PPA-Volu\u0002men wieder in das CfD-Fördersystem zu integrieren. Dies kann jedoch nur geschehen, wenn \r\ndie PPA-Nehmer:innen ausfallen oder der PPA gekündigt wird. Diese Fallback-Option wird \r\npro PPA aktiviert und somit nicht unbedingt für das gesamte Volumen im Carve-out. Darüber \r\nhinaus erhält der Betreiber die Möglichkeit, auf den CfD zurückzufallen, wenn die belgische \r\nRegierung eine wesentliche Änderung des Marktmodells beschließt. Die Genehmigungen für \r\ndas Fördermodell steht derzeit noch aus (Stand vom 6. März 2024). Die erste Auktion ist für \r\ndas vierte Quartal 2024 geplant. \r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 8\r\n4. Designelemente der Wechselmodelle\r\nIm folgenden Kapitel werden die einzelnen Designelemente, aus denen sich die Wechsel\u0002modelle in Kapitel 5 zusammensetzen, einzeln betrachtet und hinsichtlich ihrer Wirkung dis\u0002kutiert. Abschließend werden die Möglichkeiten einer sinnvollen Kombination der Designele\u0002mente betrachtet und eingeordnet.\r\nÜbersicht\r\nDie nachfolgende Tabelle bietet zunächst einen Überblick über die verschiedenen möglichen\r\nDesignelemente, die bei der Ausgestaltung von Wechselmodellen genutzt werden können \r\nund führt die möglichen Ausprägungen der einzelnen Elemente auf. \r\nDesign\u0002elemente\r\nWechsel\u0002häufigkeit\r\nVorgabe \r\nder \r\nReihen\u0002folge\r\nWechsel\u0002intervalle\r\nAbschöpfung PPA-Preis\u0002deckelung\r\nAnteil des \r\nCarve Outs\r\nVarianten\r\n• Einfach\r\n• Zweifach\r\n• Unbe\u0002grenzt\r\n• Keine \r\nVorgabe\r\n• CfD \r\nzuerst\r\n• PPA \r\nzuerst\r\n• Monat\u0002lich\r\n• Jährlich\r\n• 3-jährig\r\n• 5-jährig\r\n• Keine \r\nAbschöpfung\r\n• Fixe \r\nAbschöpfung \r\n(x EUR/MWh \r\nfür im PPA ver\u0002äußerten \r\nStrom)\r\n• Relative \r\nAbschöpfung \r\nder Mehrerlöse \r\n(x % der Diffe\u0002renz zwischen \r\nPPA-Preis und \r\nCfD-Strike \r\nPrice)\r\n• Keine \r\nPreisde\u0002ckelung\r\n• Preisde\u0002ckelung \r\n• Keine Vor\u0002gabe\r\n• Gesamte \r\ngebotene \r\nLeistung\r\n• Bestimmter \r\nmax. Anteil \r\nder gebote\u0002nen Leistung \r\nWechselhäufigkeit\r\nDieses Element definiert die Anzahl von Wechseln, die zwischen der CfD-Förderung und \r\nPPA-Finanzierung möglich sind. Dabei kann ein unbegrenzter Wechsel bis hin zum einmali\u0002gen Wechsel für die verschiedenen Modelle angewandt werden. Grundsätzlich bewirkt eine \r\nBegrenzung der möglichen Wechsel, dass EE-Anlagenbetreiber:innen versuchen langfristi\u0002gere Entscheidungen zu treffen und PPAs eher nutzen, wenn diese die gesamte Zeitspanne \r\nbis zum nächstmöglichen Wechsel zurück in den CfD oder bis zum Ende des Schulden\u0002dienstes abdecken.\r\nDies hat zwei Auswirkungen auf das Rückzahlungsvolumen im CfD: zum einen wechseln \r\nEE-Anlagenbetreiber:innen tendenziell bei Ausblick auf längere Hochpreisphasen aus der \r\nFörderung in einen PPA. In dem Fall werden sie alle nachfolgenden Rückzahlungsperioden \r\nin der verbleibenden Förderlaufzeit umgehen. Umgekehrt können EE-Anlagenbetreiber:in\u0002nen bei unbegrenzten Wechselmöglichkeiten deutlich kurzfristiger planen, da ein Wechsel \r\nzurück in die Förderung jederzeit möglich ist. So können EE-Anlagenbetreiber:innen ihre \r\nEinnahmen maximieren, indem sie bei weitaus kürzeren Hochpreisphasen bereits aus der \r\nFörderung heraus wechseln und bei Niedrigpreisphasen in der Förderung verbleiben. Ein \r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 9\r\nunbegrenzter Wechsel ohne weitere Modellelemente bewirkt somit, dass der zweiseitige CfD\r\neinem einseitigen CfD stark ähnelt, da Rückzahlungsperioden effektiv umgangen werden \r\nkönnen. \r\nIst die Wechselhäufigkeit begrenzt, spielt es für die Wirkung eine Rolle, in welcher Reihen\u0002folge die Finanzierungsmodelle kombiniert werden (siehe auch folgendes Kapitel). Bisher \r\nwurde die Wechselwirkung von einem CfD in ein PPA betrachtet. Der einmalige Wechsel \r\naus einem PPA in einen CfD kann anders verlaufen. Wenn die EE-Anlagenbetreiber:innen\r\njederzeit zurück in den CfD wechseln können und es keine Vorgabe für die Laufzeit der \r\nPPA-Finanzierung gibt, besteht der Anreiz so lange PPAs abzuschließen, bis die langfristi\u0002gen Einnahmen außerhalb der Förderung auf der gleichen Höhe bzw. unter dem CfD-Niveau \r\nliegen.\r\nZusammengefasst ermöglicht eine hohe Wechselhäufigkeit eine umfassendere Vermeidung \r\nvon Rückzahlungsperioden im CfD. Die Risiken für EE-Anlagenbetreiber:innen steigen mit \r\nder Begrenzung der Wechselhäufigkeit, wodurch längerfristige Entscheidungen getroffen \r\nwerden und nicht auf kurzfristige Anreize reagiert wird.\r\nVorgabe der Reihenfolge\r\nBei Vorgabe der Wechselhäufigkeit ist eine ergänzende Möglichkeit der Ausgestaltung der\r\nWechselmodelle die Reihenfolge der Finanzierungsmodelle vorzugeben. So kann festgelegt \r\nwerden, dass die Betreiber:innen ihre Finanzierung im CfD-System beginnen oder aber im \r\nPPA mit der Möglichkeit erst später in den CfD zu wechseln. Für den Start im CfD-Förder\u0002system spricht, dass die Betreiber:innen in der Sicherheit der CfD-Förderung die ersten \r\nJahre ihres Schuldendienstes leisten können und ggf. erst nach Ende des Schuldendienstes \r\nin den PPA wechseln. Gleichzeitig ist so eine gewisse Aufenthaltsdauer mit entsprechender \r\npotenzieller Abschöpfung im CfD sichergestellt. \r\nDer Finanzierungsstart im PPA, sofern dieser freiwillig ist, wäre für Anlagenbetreiber:innen\r\nbesonders attraktiv, da diese die kurz- bis mittelfristige Marktentwicklung besser einschätzen \r\nkönnen und somit ggf. gewillter sind ein PPA „auf Sicht“ abzuschließen. Je weiter der PPA in \r\ndie Zukunft reicht, desto mehr Preisabschläge müssen die Anlagenbetreiber:innen aufgrund \r\nder Preisunsicherheit akzeptieren. \r\nWechselintervalle\r\nDes Weiteren können Intervalle für den Wechsel zwischen PPA und CfD in den Wechselmo\u0002dellen festgelegt werden. Ein Wechselintervall definiert, ab welchem Zeitpunkt ein Wechsel \r\nerlaubt ist.5 Damit wirken Wechselintervalle wie eine Art Mindestlaufzeit im jeweiligen Finan\u0002zierungsmodell. Dies soll insbesondere in Verbindung mit unbegrenzten Wechselhäufigkei\u0002ten verhindern, dass EE-Anlagenbetreiber:innen jede Rückzahlung im CfD-Fördermodell \r\numgehen können. Sofern Wechselintervalle von mehreren Jahren festgelegt sind, ist ein \r\nWechsel erst attraktiv, wenn über die gesamte Periode durchschnittlich höhere Preise erwar\u0002tet werden bzw. ein höherer PPA-Preis mit den Abnehmer:innen vereinbart werden kann. \r\nFalls im Rahmen des Wechselintervalls ein Rückgang der Preise unterhalb des Anzulegen\u0002den Wertes im CfD erwartet wird, werden Betreiber:innen nur schwerlich PPAs zu attraktive\u0002ren Konditionen abschließen können als sie diese im CfD vorfinden. In einer derartigen Situ\u0002ation besteht insofern wenig Anreiz für einen Wechsel. Je länger die Wechselintervalle sind, \r\n5 Bei dieser Regelung geht es nicht darum, den Wechsel nur zu einem bestimmten kalendarischen Zeitpunkt zu \r\nerlauben, sondern vielmehr eine zeitliche Mindestspanne zwischen dem darauffolgenden Wechsel zu setzen. \r\nSomit könnte dieses Element bspw. erst zum Zeitpunkt des ersten Wechsels greifen, um Betreiber:innen zu er\u0002möglichen, den Zeitpunkt des erstmaligen Wechsels frei zu wählen. Um eine sinnvolle Abrechnung des CfD zu \r\nermöglichen, ist allerdings der erste Wechsel nur zum ersten Tag eines Monats oder Jahres möglich (je nach Re\u0002ferenzperiode des CfD).\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 10\r\ndesto schwieriger ist es, die Preisentwicklung einzuschätzen und desto größer sind die Ab\u0002schläge bei den PPA-Preisen – auch in Hochpreisphasen. Dies führt dazu, dass EE-Anla\u0002genbetreiber:innen wenig Anreiz haben, auf kurzfristige Preisanstiege zu reagieren, sondern \r\nlediglich langfristigeren Markttrends folgen. Somit haben die Wechselintervalle eine ähnliche \r\nWirkung wie die Begrenzung der Wechselhäufigkeit. Längerfristige Wechselintervalle kön\u0002nen insofern die opportunistische Umgehung von Rückzahlungsperioden verringern, wäh\u0002rend gleichzeitig den EE-Anlagenbetreiber:innen die Möglichkeit gegeben wird, ihre Einnah\u0002men durch die Verbindung von PPA und CfD-Modellen zu optimieren.\r\nNeben der Definition des Intervalls für den Wechsel kann auch die kumulierte Nutzungs\u0002dauer definiert werden. Es ist beispielsweise denkbar, eine maximale Zeitspanne für die \r\nPPA-Finanzierung vorzugeben (eine minimale Zeitspanne ergibt sich über das Wechselinter\u0002vall). Das Setzen einer Obergrenze schränkt ein, wie viele Jahre geförderte EE-Anlagen au\u0002ßerhalb des CfD-Modells ihren Strom vermarkten können. Im Umkehrschluss wird mit einer \r\nObergrenze der maximalen Dauer der PPA-Finanzierung definiert, wie viele Jahre eine ge\u0002förderte EE-Anlage im CfD-Modell verbleiben muss. So wäre selbst bei einem einmaligen \r\nWechsel reguliert, dass Betreiber:innen sich nicht vollständig aus der Förderung – und \r\nRückzahlungsverpflichtung herauslösen können oder bei unbegrenzten Wechseln sicherge\u0002stellt ist, dass die Betreiber:innen ausreichend Zeit im CfD-Modell verbringen und damit \r\nauch der Abschöpfung unterliegen.\r\nAbschöpfung\r\nUm die Effizienz des CfD-Abschöpfungsmechanismus durch einen möglichen Wechsel zwi\u0002schen CfD und PPA nicht zu beeinträchtigen, sollten bei der Definition von Wechselmodellen \r\ndie Auswirkungen des Wechsels auf Rückzahlungsverpflichtungen möglichst gering gehal\u0002ten werden. Die Auswirkungen auf Rückzahlungsverpflichtungen können begrenzt werden, \r\nindem die Mindestlänge der Wechselintervalle festgelegt sind und die Wechselhäufigkeiten \r\nbegrenzt werden. Alternativ können PPA-Einnahmen abgeschöpft werden. \r\nDie Höhe der Abschöpfung kann ein absoluter Wert sein oder relativ von der Höhe der er\u0002zielten Einnahmen im PPA abhängen. Hierfür werden die realen Erlöse aus dem PPA be\u0002rücksichtig und keine Referenzerlöse, die ein Abweichungsrisiko erzeugen können. Die \r\nHöhe der Abschöpfung definiert, wieviel der Mehreinnahmen an den Staat fließen und wie \r\ngroß der Anteil sein soll, den EE-Anlagenbetreiber:innen einbehalten können. Im Hinblick \r\nauf die relative Abschöpfung könnten EE-Anlagenbetreiber:innen den Wechsel in Betracht \r\nziehen, sobald der zu erwartende PPA-Preis über dem CfD-Preis und den anfallenden \r\nTransaktionskosten für den Wechsel liegt. Dagegen wirkt eine fixe Abschöpfung wie eine \r\nPreis-Untergrenze für PPAs, da EE-Anlagenbetreiber:innen keine PPAs abschließen wür\u0002den, welche unter der Summe von CfD-Förderung und fixer Abschöpfung liegen (inkl. Trans\u0002aktionskosten für den Wechsel und Risikoaufschlag). Alle weiteren Einnahmen darüber hin\u0002aus könnten jedoch von EE-Anlagenbetreiber:innen einbehalten werden, weshalb je nach \r\nHöhe der fixen Abschöpfung ein Wechsel nur in starken Hochpreisphasen in Erwägung \r\nkäme. Genau in diesen Phasen müssten EE-Anlagenbetreiber:innen im CfD-Modell Rück\u0002zahlungen tätigen. Dementsprechend wäre eine relative Abschöpfung gegenüber der fixen\r\nAbschöpfung womöglich aus der staatlichen Perspektive vorteilhafter, da hier die Höhe der \r\nAbschöpfung proportional zur Höhe der tatsächlichen Einnahmen ist. Bei einer fixen Ab\u0002schöpfung wird ein Wechsel bei leicht erhöhten Marktpreisen unattraktiv, und bei sehr star\u0002ken Hochpreisphasen können EE-Anlagenbetreiber:innen einen großen Teil der Rückzah\u0002lungen durch den statischen Abschöpfungsbetrag umgehen. \r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 11\r\nPPA-Preisdeckelung\r\nNeben der Abschöpfung von Mehreinnahmen ist es ebenso möglich, die potenziellen Mehr\u0002einnahmen auf dem direkten Weg der PPA-Preisdeckelung zu begrenzen. Dieses Element \r\nzielt wie auch die anderen darauf ab, EE-Anlagenbetreiber:innen den Freiraum zu geben, \r\naus der Förderung in PPAs zu wechseln. Gleichzeitig verhindert es, dass geförderte EE-An\u0002lagen, und damit geförderter Strom, teuer über PPAs am Markt veräußert wird. Die Preisde\u0002ckelung kommt jedoch nur den PPA-Abnehmer:innen zugute. Dies ist ein Unterschied zur \r\nVerteilungswirkung im CfD-Modell, in dem abgeschöpfte Erlöse oberhalb des Anzulegenden \r\nWertes zur Senkung des Strompreises von allen Stromverbraucher:innen genutzt werden. \r\nDa die PPA-Abnehmer:innen überwiegend industrielle Verbraucher:innen sind, kann eine \r\nPPA-Preisdeckelung mit der Wirkung eines Industriestrompreises verglichen werden. Die \r\npositiven Effekte günstiger PPAs werden an die Industrie weitergegeben und der Staat ver\u0002zichtet bei der Anwendung dieses Elements auf den Erhalt von Rückzahlungen sowie damit \r\nverbunden die Kontrolle über die Nutzung dieser. Ebenso sind die Einnahmen der EE-Anla\u0002genbetreiber:innen durch die Deckelung begrenzt. Dennoch würde sich ein PPA-Abschluss \r\nfür EE-Anlagen lohnen, sofern der Preisdeckel hoch genug ist, um die Transaktionskosten \r\ndes Wechsels zu decken, und zusätzlich Mehreinnahmen mit einem Preis unter dem Deckel \r\nzu generieren. \r\nAnteil des Carve outs\r\nAls sechstes Element kann in einem Wechselmodell erwogen werden, ob die gesamte EE\u0002Anlage aus dem CfD-Modell wechseln kann oder ob ein Wechsel auf Kapazitätsanteile be\u0002schränkt ist (maximaler Carve-Out Anteil). Letzteres würde bedeuten, dass EE-Anlagen \r\ngleichzeitig in zwei Vergütungsmodellen (CfD und PPA) existieren können, mit unterschiedli\u0002chen Kapazitätsanteilen. Aktuell wird es Investor:innen bereits ermöglicht, nur mit einem Teil \r\nder genehmigten Kapazität eines Projekts an den Ausschreibungen teilzunehmen. Dieses \r\nElement würde darüber hinaus ermöglichen, nur einen Teil der geförderten Kapazität kurz\u0002oder langfristig aus der Förderung für den Wechsel in ein PPA herauszulösen. Eine Begren\u0002zung des herauslösbaren Anteils garantiert zudem, dass EE-Anlagenbetreiber:innen zumin\u0002dest Anteile der Rückzahlungsverpflichtungen mit den verbliebenen Kapazitätsanteilen an \r\nden Staat zahlen müssen. Eine Umgehung der Rückzahlung für diesen Teil ist nicht möglich. \r\nAllerdings kann auch für die EE-Anlagenbetreiber:innen ein anteiliger Carve out von Vorteil \r\nsein, da ihre Risikoexposition nur für den herausgelösten Teil mit PPA-Finanzierung steigt \r\nund der restliche Teil der Anlage über eine vergleichsweise sichere CfD-Finanzierung ver\u0002fügt. Dies kann sich positiv auf die Kapitalkosten auswirken.\r\nGrundsätzliche führt die Nutzung eines Carve-out-Anteils zu einem Hybridmodell, durch das \r\ndie Vor- und Nachteile der CfD- und PPA-Vermarktung kombiniert auftreten. Eine Einbezie\u0002hung des Carve-out-Anteils in die Untersuchung der Wechselmodelloptionen würde somit \r\ndie Wirkung der darüberliegenden Elemente reduzieren und ist daher für die Bewertung hin\u0002derlich. Aus diesem Grund wird der Carve out im Weiteren nicht mehr in die Analyse einbe\u0002zogen. \r\nFallback bei Kontrahentenausfall\r\nEin Wechselmodell kann Bestimmungen für den Fall eines Kontrahentenausfalls in PPAs \r\nenthalten. Um eine deutliche Steigerung der Kapitalkosten von Betreiber:innen zu vermei\u0002den, welche die Wechseloption nutzen wollen, kann ein Fallback bei Kontrahentenausfall in\u0002tegriert werden. Das hierfür benötigte Instrument ist abhängig von der vereinbarten Wech\u0002selhäufigkeit des Modells.\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 12\r\nDie geringsten Risiken für Betreiber:innen entstehen in Modellen mit unbegrenzter Wechsel\u0002häufigkeit. In solch einem Modell könnte jede:r Betreiber:in bei einem Kontrahentenausfall \r\njederzeit in die CfD-Vergütung zurückkehren. Gleiches gilt für den zweimaligen Wechsel, bei \r\ndem der Betreiber:innen mit dem zweiten und letzten Wechsel in den CfD zurückkehren \r\nkann. Allerdings birgt ein Modell mit einem einmaligen Wechsel (siehe Kapitel 4.2 Wech\u0002selhäufigkeit) oder einem 3- oder 5-fachen Wechsel (siehe Kapitel 4.4 Wechselintervalle)\r\ndas Risiko, dass der PPA-Abnehmer zahlungsunfähig wird und nicht direkt in den CfD zu\u0002rück gewechselt werden kann. Eine fehlende Absicherung dieses Risikos wirkt sich mit stei\u0002genden Kapitalkosten auf die Projektfinanzierung aus. Um diesen negativen Effekt einer be\u0002grenzten Wechselhäufigkeit abzumildern, stehen zwei Optionen zur Verfügung. \r\nZum einen könnte bei Ausfall der Abnehmer:innen eine zeitweise Aufnahme in den CfD er\u0002folgen, bis ein Neuabschluss eines PPA möglich ist. Zum anderen könnte ein marktliches \r\nGuarantee Scheme abgeschlossen werden6\r\n, welcher die Abnahme des PPAs im Falle eines \r\nAusfalls übernimmt. \r\nDie erste Option wird derzeit in Belgien angewandt, PPA-Garantien werden in der EU\u0002Strommarktrichtlinie erwähnt und deren Verfügbarkeit soll von den Mitgliedstaaten sicherge\u0002stellt werden. Bei der Instrumentenwahl sollte beachtet werden, ob sich fehlende Absiche\u0002rungen negativ auf die Kapitalkosten der Betreiber:innen auswirken, da dies wiederum die \r\nbenötigte staatliche Förderung erhöht. Somit könnte eine erhöhte Sicherheit, d. h., eine Er\u0002möglichung der Rückkehr in ein bestehendes CfD-System ggf. die benötigte Förderung auf \r\nalle Betreiber:innen verteilt senken. In Verbindung mit einer begrenzten Wechselhäufigkeit\r\nund einem Fallback-Instrument wäre somit einerseits die Umgehung von Rückzahlungsver\u0002pflichtungen eingegrenzt (Risiko auf staatlicher Seite) als auch das zusätzliche Risiko für Be\u0002treiber:innen bei Kontrahentenausfall mit limitierten Wechseln.\r\nDie Anwendung der Fallback-Option führt dazu, dass die Kontrahentenausfallrisiken abge\u0002mildert (marktliches Guarantee Scheme) oder weitestgehend eliminiert werden (Fallback in \r\nCfD). Nach EU-Vorgabe soll ein marktliches Guarantee Scheme standardmäßig für PPA\u0002Verträge verfügbar werden. Hiervon würden auch Kurzfrist-PPA und PPA mit geförderten \r\nAnlagen profitieren. Somit wäre das Risiko in allen Modellen verringert. Eine darüber hinaus\u0002gehende Fallback-Option in den CfD-Modellen würde das Kontrahentenausfallrisiko zum Teil\r\naus der Bewertung ausblenden und dadurch die Einschätzung erschweren. Daher wird die\r\nFallback-Option in der weiteren Untersuchung nicht mehr betrachtet.\r\nKombination der Designelemente\r\nUm Wechselmodelle zu entwickeln, können die vorgestellten Elemente jeweils miteinander \r\nkombiniert werden. Dabei ergänzen sich nur bestimmte Kombinationen sinnvoll. Bei der \r\nAusgestaltung soll eine Balance zwischen der Möglichkeit zu Wechseln (und ggf. Mehrerlö\u0002sen durch den Wechsel) auf der einen Seite und der Risikoübernahme durch PPA-Anbie\u0002ter:innen und -Nehmer:innen auf der anderen Seite angestrebt werden. \r\nZur Beantwortung der Frage, welche Designelemente sinnvoll miteinander kombinierbar\r\nsind, ist es hilfreich sich die Zielstellung der Einführung von Wechseloptionen in Erinnerung \r\nzu rufen: PPA-Markt auch bei Einführung eines CfD stärken und zugleich eine der Kernfunk\u0002tionen des CfDs (Übergewinne abschöpfen) aufrechterhalten. \r\nBei dieser Betrachtung zeigt sich, dass verschiedene Optionen anstreben, die Rückzah\u0002lungsverpflichtung aufrechtzuerhalten bzw. sog. „Windfall profits“ zu vermeiden: Preisdecke\u0002lung oder Abschöpfung im PPA, Begrenzung der Wechselhäufigkeit und Verlängerung der \r\n6 Beispielsweise in Norwegen ist dieses Modell folgendermaßen umgesetzt: Der Staat setzt Fonds auf, die einen \r\nZahlungsausfall bis 80 % absichern. Der Strom wird vom Produzenten vermarktet und die Erlöse von der Absi\u0002cherung abgezogen. Da nur 80 % abgesichert sind, besteht Anreiz schnell wieder in einen auskömmlichen PPA \r\nzurückzukehren.\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 13\r\nWechselintervalle. Eine Kombination dieser Elemente ist somit nur bedingt sinnvoll. Im Fol\u0002genden ist diese Logik anhand zweier Beispiele ausgeführt. \r\n• Kombination von Abschöpfung und Preisdeckel: Beide Elemente regulieren die \r\nMehrerlöse von Betreiber:innen im PPA, lediglich die implizierte Umverteilung unter\u0002scheidet sich. \r\n• Kombination von regulierten Mehrerlösen (durch Preisdeckel oder Abschöpfung) und \r\nweiteren Einschränkungen (z. B. Wechselhäufigkeit): Regulierte Mehrerlöse führen \r\nbereits dazu, dass die Abschöpfungsfunktion des CfD weitgehend aufrecht erhalten \r\nbleibt, weitere Einschränkungen würden den PPA-Markt deutlich stärker einschrän\u0002ken, die Abschöpfungsfunktion aber nicht maßgeblich stärken. Umgekehrt kann auf \r\neine Abschöpfung bzw. Preisdeckelung ggf. verzichtet werden, indem die Wechsel\u0002häufigkeit beschränkt bzw. Wechselintervalle verlängert werden, um eine Balance \r\nzwischen Wechselfreiheit und Risikoübernahme zu erreichen. \r\nJeweils einzeln angewendet können diese Elemente in ihrer Wirkung auf den PPA-Markt \r\nmodifiziert werden, in dem sie mehr oder weniger restriktiv für die Realisierung von PPAs \r\nausgestaltet werden. So kann beispielsweise der Preisdeckel höher oder niedriger angesetzt \r\nwerden und damit die Attraktivität des Wechsels reguliert werden.\r\nEine Absicherung bei Kontrahentenausfall (PPA-Garantie) könnte grundsätzlich mit allen \r\nDesignelementen kombiniert werden. Der Einsatz erscheint allerdings nur sinnvoll, wenn \r\ndurch die Wechselmodellgestaltung das Finanzierungsrisiko im PPA und die damit verbun\u0002denen höheren Kapitalkosten besonders groß werden und somit das Wechselmodell nicht \r\nsein Ziel erreichen würde, den PPA-Markt im CfD-Kontext zu stärken. \r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 14\r\n5. Wechselmodelle\r\nIm folgenden Kapitel werden verschiedene mögliche Wechselmodelle vorgestellt, die sich \r\naus sinnvollen Kombinationen der in Kapitel 4 vorgestellten Designelemente ergeben.\r\nPreisdeckelung\r\nModellbeschreibung\r\nDesignelement Preisdeckelung\r\nWechselhäufigkeit Unbegrenzt\r\nVorgabe der Reihenfolge Keine Vorgabe\r\nWechselintervall Keine Vorgabe für Mindestdauer, Wechsel der \r\nVeräußerungsform monatlich möglich\r\nAbschöpfung Keine Abschöpfung\r\nPPA-Preisdeckelung Preisdeckelung\r\nIm Preisdeckelungsmodell ist bei einem Wechsel von CfD in PPA der PPA-Preis gedeckelt \r\nauf den CfD-Preis + x €/MWh. Der Wechsel zwischen CfD und PPA kann monatlich erfolgen \r\nund die Wechselhäufigkeit ist unbegrenzt. EE-Anlagenbetreiber:innen können die Abschöp\u0002fungsperiode umgehen, indem sie in ein PPA wechseln. Allerdings ist die Attraktivität des \r\nWechsels durch die Preisdeckelung reduziert, da die Steigerung der Einnahmen nur in be\u0002schränktem Maße möglich ist. Die Attraktivität des Wechsels ist davon abhängig, wie hoch \r\nder Preisdeckel gesetzt wird. In dieser Modellkomponente schöpft der Staat Gewinne zwar \r\nnicht selbst ab, reicht die entgangene Abschöpfung jedoch implizit an Endabnehmer:innen\r\n(mit Zugang zu dem jeweiligen PPA) weiter.\r\nAbschöpfung\r\n5.2.1 Abschöpfung: Fix\r\nModellbeschreibung\r\nDesignelement Abschöpfung: Fix\r\nWechselhäufigkeit Unbegrenzt\r\nVorgabe der Reihenfolge Keine Vorgabe\r\nWechselintervall Keine Vorgabe zur Mindestaufenthaltsdauer, \r\nWechsel der Veräußerungsform monatlich mög\u0002lich\r\nAbschöpfung Fixe Abschöpfung\r\nPPA-Preisdeckelung Keine Preisdeckelung\r\nIn diesem Modell wird bei einem Wechsel vom CfD in ein PPA eine fixe Abschöpfung von \r\nX €/MWh erhoben, unabhängig davon, wie hoch der PPA-Preis ausfällt. Somit lohnt sich ein \r\nPPA erst, wenn der PPA-Preis oberhalb der Abschöpfungsgrenze zuzüglich der Transakti\u0002onskosten liegt. Darüber hinaus sind die Mehrerlöse im PPA für die EE-Anlagenbetreiber:in\u0002nen unbegrenzt. Dieses Modell bietet somit im Gegensatz zu den vorigen Modellen mehr \r\nFlexibilität, da keine weiteren Vorgaben für den Wechsel gemacht werden. Durch die fixe \r\nAbschöpfung wird sichergestellt, dass bei der Realisierung von Mehrerlösen immer auch \r\neine (begrenzte) Abschöpfung stattfindet. Daher werden hier zunächst keine zusätzlichen \r\nEinschränkungen hinzugefügt. Ebenso wie in den bisherigen Varianten können sich somit \r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 15\r\nAnbieter:innen monatlich entscheiden, zwischen den Veräußerungsformen CfD und PPA zu \r\nwechseln. \r\n5.2.2 Abschöpfung: Relativ \r\nModellbeschreibung\r\nDesignelement Abschöpfung: Relativ\r\nWechselhäufigkeit Unbegrenzt\r\nVorgabe der Reihenfolge Keine Vorgabe\r\nWechselintervall Keine Vorgabe zur Mindestaufenthaltsdauer, \r\nWechsel der Veräußerungsform monatlich mög\u0002lich\r\nAbschöpfung Relative Abschöpfung der Mehrerlöse\r\nPPA-Preisdeckelung Keine Preisdeckelung\r\nIm Falle eines Wechsels vom CfD-Fördersystem in die PPA-Finanzierung wird in diesem \r\nModell ein bestimmter Anteil der Mehrerlöse abgeschöpft. Die relative Abschöpfung bezieht \r\nsich auf x % der Differenz zwischen PPA-Preis und CfD-Strike Price. Es bestimmt somit ein \r\nAnreiz für den Wechsel in den PPA, wenn die technologiespezifischen Marktwerte die \r\nSumme von CfD Zuschlagspreis, Abschöpfung und Transaktionskosten absehbar längerfris\u0002tig überschreiten. Wie beim ersten Abschöpfungsmodell (vorheriger Abschnitt) werden hier \r\nneben der Abschöpfung keine weiteren Einschränkungen des Wechsels eingefügt, da durch \r\ndie Abschöpfung die Umgehung der Rückzahlungsverpflichtung auf das festgelegte relative \r\nMaß begrenzt ist. Die EE-Anlagenbetreiber:innen können sich daher monatlich entscheiden, \r\nzwischen CfD und PPA zu wechseln und haben keine Vorgaben für die Mindestlaufzeit der \r\nPPAs.\r\nWechselbeschränkung\r\n5.3.1 Wechselbeschränkung: von CfD in PPA (einmaliger Wechsel)\r\nModellbeschreibung\r\nDesignelement Wechselbeschränkung: von CfD in PPA (ein\u0002maliger Wechsel)\r\nWechselhäufigkeit Einfach\r\nVorgabe der Reihenfolge CfD zuerst\r\nWechselintervall Keine Vorgabe für Mindestdauer, Wechsel der \r\nVeräußerungsform monatlich möglich\r\nAbschöpfung Keine Abschöpfung\r\nPPA-Preisdeckelung Keine Preisdeckelung\r\nIn diesem Modell ist vorgegeben, dass die Anlagenbetreiber:innen nach der Ausschreibung \r\nihre Finanzierung zunächst mit der CfD-Förderung beginnen. Der Wechsel aus der CfD-För\u0002derung in eine PPA-Finanzierung ist nur einmalig möglich, d. h. ein Wechsel zurück in die \r\nCfD-Förderung ist nicht möglich. Der Zeitpunkt des Wechsels ist dem EE-Anlagenbetrei\u0002ber:innen überlassen und kann auf monatlicher Basis entschieden werden. Im PPA werden \r\ndie Einnahmen nicht abgeschöpft.\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 16\r\n5.3.2 Wechselbeschränkung: von CfD in PPA (zweimaliger Wechsel)\r\nModellbeschreibung\r\nDesignelement Wechselbeschränkung: von CfD in PPA \r\n(zweimaliger Wechsel)\r\nWechselhäufigkeit Zweifach\r\nVorgabe der Reihenfolge CfD zuerst\r\nWechselintervall Mind. 3 Jahre (mit Option zur Verlängerung), wobei \r\nder erste Wechsel der Veräußerungsform monatlich \r\nmöglich ist.\r\nAbschöpfung Keine Abschöpfung\r\nPPA-Preisdeckelung Keine Preisdeckelung\r\nEine Modellvariante mit Wechselbeschränkung und Beginn der Finanzierung im CfD sieht \r\nnach dem Wechsel vom CfD in ein PPA die Möglichkeit vor, zurück in die CfD-Finanzierung\r\nzu wechseln. In diesem Modell ist eine Mindestlaufzeit von 3 Jahren für das PPA gefordert, \r\num kurzfristigere Wechsel zu unterbinden und die Wechseloption mit adäquater Risikoüber\u0002nahme der Betreiber:innen und Versorger:innen zu kombinieren. Die Möglichkeit in den CfD \r\nzurückzuwechseln, erhöht die Attraktivität eines früheren Wechsels in ein PPA als in der Va\u0002riante mit einmaligem Wechsel vom CfD in den PPA (vorheriges Kapitel). Eine Abschöpfung \r\nvon Mehrerlösen im PPA besteht nicht. Die Zuordnung zu einer Veräußerungsform kann \r\nmonatlich erfolgen.\r\n5.3.3 Wechselbeschränkung: von PPA in CfD (einmaliger Wechsel)\r\nModellbeschreibung\r\nDesignelement Wechselbeschränkung: von PPA in CfD (einma\u0002liger Wechsel)\r\nWechselhäufigkeit Einfach\r\nVorgabe der Reihenfolge PPA zuerst\r\nWechselintervall Keine Vorgabe (Laufzeit muss bei Teilnahme an \r\nAusschreibung angegeben werden), \r\nAbschöpfung Keine Abschöpfung\r\nPPA-Preisdeckelung Keine Preisdeckelung\r\nDie dritte Modellvariante mit Wechselbeschränkung sieht den Beginn der Finanzierung im \r\nPPA vor und erlaubt nur einmalig den Wechsel von PPA in CfD, d. h., die Reihenfolge der \r\nVermarktungsoption ist hier umgekehrt zu den vorangegangenen Modellen. Bei der Nutzung \r\ndieses Modells müssen die EE-Anlagenbetreiber:innen in der Ausschreibung angeben, ab \r\nwann die CfD-Förderung in Anspruch genommen werden soll. Hierdurch entsteht der Anreiz \r\nschon vor der Ausschreibungsteilnahme für die ungeförderte Zeit einen PPA abzuschließen.\r\nDie Laufzeit des PPA kann dabei beliebig lange gestaltet werden. Der Abschluss eines PPA \r\nbleibt aber optional. D. h. Ausschreibungsteilnehmer:innen können auch ohne PPA in der \r\nFörderung starten. Ein Wechsel in den PPA aus dem CfD ist dann allerdings nicht möglich.\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 17\r\n5.3.4 Wechselintervalle\r\nModellbeschreibung\r\nDesignelement Wechselfristen\r\nWechselhäufigkeit Unbegrenzt\r\nVorgabe der Reihenfolge Keine Vorgabe\r\nWechselintervall 3 Jahre oder 5 Jahre, ohne Vorgabe bzgl. des \r\nersten Wechsels zwischen den Veräußerungs\u0002formen\r\nAbschöpfung Keine Abschöpfung\r\nPPA-Preisdeckelung Keine Preisdeckelung\r\nDie Modellvariante mit dem Fokus auf längerfristige Wechselintervalle ermöglicht dem EE\u0002Betreiber:innen unbegrenzt oft und ohne Preisdeckelung zwischen der CfD/PPA-Finanzie\u0002rung zu wechseln. Allerdings beträgt ein Wechselintervall 3 oder 5 Jahre, womit die Anzahl \r\nder möglichen Wechsel aufgrund der 20-jährigen Laufzeit der CfD-Förderung ebenfalls be\u0002grenzt ist. Je länger das Intervall des Wechsels, desto mehr Risiken der Preisprognose \r\nübernehmen die PPA-Parteien. Es gibt keine weiteren Vorgaben bzgl. des erstmaligen \r\nWechsels.\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 18\r\n6. Bewertungskriterien\r\nAuswirkungen auf Förderzahlung\r\nBei einem Wechsel aus einem CfD in die sonstige Direktvermarktung bzw. in ein PPA ver\u0002zichten die Betreiber:innen für den Zeitraum des PPAs auf die staatliche Förderung im Rah\u0002men des CfD-Systems. Gleichzeitig können sie sich durch den Wechsel auch Rückzah\u0002lungsverpflichtungen entziehen, die im CfD in Preisphasen über dem Zuschlagspreis ange\u0002fallen wären.\r\nFür die Betreiber:innen von EE-Anlagen besteht immer dann ein Anreiz aus dem CfD in ei\u0002nen PPA zu wechseln, wenn in einem PPA über einen längeren Zeitraum im Mittel höhere \r\nEinnahmen zu erwarten sind und diese den Aufwand des Wechsels sowie damit verbundene \r\nRisiken übersteigen. Daraus ergibt sich, dass Wechsel insbesondere dann erfolgen, wenn \r\ndie erwarteten Strompreise über die geplante PPA-Laufzeit im Mittel höher sind als der an\u0002zulegende Wert im CfD. Den Erwartungswert für den Strompreis liefern Prognosen, die mit \r\nerheblichen Unsicherheiten behaftet sind. Treffen die Strompreisprognosen zu, so können \r\ndie EE-Anlagenbetreiber:innen höhere Gewinne erzielen und der Staat erhält insgesamt \r\nüber die Förderzeit verringerte Rückzahlungen. Weichen die Strompreisprognosen von der \r\ntatsächlichen Entwicklung der Marktlage ab, ergeben sich je nachdem, ob es zu einer Ab\u0002weichung nach oben oder unten kommt, zwei Situationen:\r\n• Steigen die Strompreise stärker als erwartet, so profitieren vor allem die PPA-Nehmer:in\u0002nen vom gesichertem Strompreisniveau, was einer punktuellen Umverteilung gleichkäme \r\nund somit den Ausgleichsmechanismus des CfD-Systems (Nutzung der Einnahmen aus \r\nder Abschöpfung zur Senkung der Strompreise) für die PPA-Nehmer:innen erhalten \r\nwürde. \r\n• Fallen die Strompreise im Vergleich zur Prognose niedriger aus, so profitieren die EE\u0002Anlagenbetreiber:innen vom gesichertem Strompreisniveau oberhalb ihres CfD-Zu\u0002schlagswertes. Zudem profitiert der Staat von vermiedenen Förderzahlungen, die beim \r\nVerbleib der Anlage im CfD je nach Strompreisniveau notwendig geworden wären. Die \r\nAusgleichszahlungen werden in diesem Fall implizit an die PPA-Nehmer:innen weiterge\u0002geben. \r\nDer Umfang entfallender Rückzahlungen bzw. Förderung bei einem Wechsel zwischen CfD \r\nund PPA kann je nach Wechselmodell variieren. Ohne begrenzende Regelungen für den \r\nWechsel (Preis, Anzahl oder Zeitraum) hängen diese im Wesentlichen von der Güte der \r\nStrompreisprognose ab, wobei vor allem Prognosefehler, neben kurzzeitigen vorübergehen\u0002den Tiefpreisphasen (abhängig von Referenzperiode des CfD), zu einer Reduktion der ins\u0002gesamt anfallenden Förderzahlungen für den Staat führen. Das bedeutet, dass EE-Anlagen\u0002betreiber:innen die Rückzahlungsverpflichtungen in dem Rahmen umgehen können, wie die \r\nPrognosen zutreffen. Durch die in Kapitel 4 beschriebenen Designelemente der Wechselmo\u0002delle kann die Vermeidung der Rückzahlungsverpflichtung zusätzlich limitiert werden.\r\nZusammenfassend führen alle Wechselmodelle tendenziell eher dazu, dass weniger Rück\u0002zahlungen anfallen, als dass Förderkosten eingespart werden, da Letzteres weitgehend auf \r\nnegative Abweichungen von Preisprognosen für die PPA-Dauer beschränkt sein dürfte. Da\u0002her misst die Bewertungsskala dieses Kriteriums nur die etwaige Reduktion der Rückzahlun\u0002gen.\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 19\r\nIndikator\r\nTendenzielle Reduktion der Rückzahlungen im Wechselmodell im Vergleich zur CfD-För\u0002derung ohne Wechseloption im selben Zeitraum (tatsächliche Effekte abhängig von Strom\u0002preisentwicklung).\r\nFinanzielle Attraktivität des Wechsels in PPA\r\nDer Wechsel von EE-Anlagen aus einer CfD-Vergütung in ein PPA ermöglicht Anlagenbe\u0002treiber:innen ihre Einnahmen zu erhöhen, da sie ihre Einnahmen nicht mehr durch einen \r\nzweiseitigen CfD auf den anzulegenden Wert begrenzt werden. Dementsprechend ist die fi\u0002nanzielle Attraktivität zunächst davon abhängig, in welchem Umfang die künftigen Mehrein\u0002nahmen von EE-Anlagenbetreiber:innen nach einem Wechsel einbehalten werden können\r\nund wie groß die Flexibilität beim Wechsel in den PPA ist, d. h. wie kurzfristig und häufig \r\nWechsel möglich sind.\r\nIndikator\r\nHöhe der zu erwartenden Mehreinnahmen gegenüber den Einnahmen im Rahmen des \r\nCfD-Modells ohne Wechseloption unter Berücksichtigung neu entstehender Risiken.\r\n7\r\nRisikoübernahme\r\nDie Wechseloptionen führen zu einer Umverteilung der Risiken zwischen Staat und privat\u0002wirtschaftlichen Akteuren. Für den Staat kann es von Vorteil sein, produktive Risiken, d. h. \r\nRisiken die aktiv bewirtschaftet werden können, an die Fördermittelempfänger:innen auszu\u0002lagern, um die Marktintegration der EE und Markteffizienz zu steigern. Durch die CfD-Förde\u0002rung wird das über die Referenzperiode des CfD hinausgehende Preisrisiko sowie das Kon\u0002trahentenausfallrisiko vollständig eliminiert. D. h. der Staat übernimmt die Risiken und damit \r\nauch etwaige Kosten. Durch den Wechsel in ein PPA sichert die PPA-Nehmer:in das Preisri\u0002siko für die PPA-Geber:in und Staat ab und nimmt dabei Opportunitätsrisiken in Kauf (bei \r\nfestem Abnahmepreis, siehe Kapitel 3.2). Für die PPA-Geber:innen entsteht ein Kontrahen\u0002tenausfallrisiko. Die Absicherung des Preisrisikos durch die PPA-Nehmer:innen ist volkswirt\u0002schaftlich sinnvoll. Dies ist zum einen darauf zurückzuführen, dass etwaige Förderzahlungen\r\neingespart werden, die in von den PPA-Parteien nicht prognostizierten Niedrigpreisphasen \r\nentstehen können. Zum anderen kann die Abnahme des Stroms im Rahmen eines PPA zu \r\neinem netzdienlicheren Verbrauchsverhalten der PPA-Nehmer:innen führen, wenn diese die\r\nStromkosten durch einen Angleich an das Einspeiseprofil optimieren wollen. \r\n7 Der Indikator für die Finanzielle Attraktivität wie auch die folgenden Indikatoren besitzen kein eindeutig definier\u0002tes Maximum. Daher ist die Skala bei diesen Indikatoren nach oben hin offen.\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 20\r\nDie Risikoübernahme durch einen Wechsel in ein PPA steht im Verhältnis zum finanziellen \r\nAnreiz des Wechsels. Das Ziel bei der Ausgestaltung eines idealen Wechselmodells ist, \r\ndass sich das zusätzliche Risiko und die Chance auf Mehreinnahmen die Waage halten.\r\nDie Risikoübernahme lässt sich über die Höhe des Preis- und Kontrahentenausfallrisikos im \r\nPPA und die durchschnittliche Dauer der PPA-Finanzierung der EE-Anlagen quantifizieren.\r\nZudem hängt das Maß der Risikoübernahme davon ab, wie flexibel und wie oft wieder in den \r\nCfD zurückgewechselt werden kann.\r\nIndikator\r\nRisikoübernahme durch privatwirtschaftliche Akteure gegenüber dem kontrafaktischen \r\nCfD-Modell ohne Wechseloption.\r\nAuswirkungen der Wechselmöglichkeit auf die Kapitalkosten\r\nAlle Wechselmodelle haben tendenziell Auswirkungen auf die Kapitalkosten, da das zusätzli\u0002che Risiko im PPA ggü. dem CfD „eingepreist“ wird. Ein CfD ohne Wechselmodell bietet die \r\nsichersten Einnahmen über den Zeitraum der Förderung, wodurch die Kapitalkosten minimal \r\nsind. Ein einmaliger Wechsel aus der Förderung heraus ermöglicht die Realisierung von \r\nMehreinnahmen. Diese zum Investitionszeitpunkt nicht sicheren und somit auch meist nicht \r\neinberechneten Erlöse stehen dem Ausfallrisiko der PPA-Nehmer:innen (Kontrahentenaus\u0002fallrisiko) gegenüber, welches sich negativ auf die Kapitalkosten auswirkt. \r\nMehr Flexibilität beim Wechseln zwischen den Modellen (d. h. Wechselmöglichkeiten zurück \r\nin den CfD) verringert dementsprechend die Kostensteigerung der Projektfinanzierung, da \r\nim Falle eines vorzeitigen Endes eines PPA (bspw.im Falle eines Kontrahentenausfalls) ein \r\nWiedereinstieg in die CfD-Vergütung und somit die Absicherung der Erlöse möglich wäre. \r\nInsbesondere im Modell des einmaligen Wechsels in die PPA-Finanzierung bestehen Unsi\u0002cherheiten bzgl. der Einnahmen nach dem Wechsel, was sich in einer Erhöhung der Kapital\u0002kosten äußert. Folglich liegt den hier betrachteten Auswirkungen auf die Kapitalkosten eine \r\nallgemeine Risikobewertung der Projektfinanzierung in den verschiedenen Modellen zu \r\nGrunde. \r\nIndikator\r\nTendenzielle Auswirkung auf die Höhe der Kapitalkosten gegenüber der Höhe der Kapi\u0002talkosten im CfD-Modell ohne Wechseloption.\r\nAdministrative Umsetzbarkeit\r\nDie Wechseloptionen induzieren z. T. neue Administrationsprozesse und damit Transakti\u0002onskosten. Das Kriterium bewertet den Aufwand der zusätzlich benötigten Arbeitsschritte \r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 21\r\nund deren Umsetzbarkeit. Hierbei spielt es eine Rolle, wie ähnlich das Modell zu vorhande\u0002nen Regelungen ist (Übertragbarkeit). Eine hohe Anzahl neu zu etablierender Prozesse wirkt \r\nsich entsprechend negativ auf die administrative Umsetzbarkeit aus. Sofern die Aufgaben im \r\nRahmen des aktuell bestehenden Systems durchgeführt werden können, ist die administra\u0002tive Umsetzbarkeit besser zu bewerten. Beispielsweise wäre für die Wechseloption mit Ab\u0002schöpfung zu klären, wie die finanzielle Abschöpfung organisiert wird, und wie viel personel\u0002ler Mehraufwand für die Überwachung der abgeschlossenen PPAs, inkl. der Abrechnung\r\nvon zusätzlichen Erlösen benötigt wird. Sofern derartige Schritte an bestehende Strukturen\r\ndes CfD-Modells angegliedert werden können, ist der Umfang benötigter neuer Regelungen \r\nund Prozessschritte gering. Um die Ergebnisse der Bewertung einzuordnen, wird die ten\u0002denzielle Höhe des erwarteten Aufwands gegenüber einem CfD-Modell ohne Wechseloption \r\neingeschätzt. Zusätzlich wird auch die Höhe des Aufwands zwischen den Modellen grob \r\nqualitativ verglichen, um somit eine Abstufung des benötigten Aufwands zwischen den Mo\u0002dellen zu erreichen.\r\nIndikator\r\nMehraufwand gegenüber dem CfD-Modell ohne Wechseloption.\r\nStärkung des PPA-Markts\r\nDie Wechselmodelle führen zu einer Stärkung des PPA-Markts gegenüber einem CfD ohne \r\nWechseloptionen. Mit einer verstärkten Vermarktung von Strom über PPA geht auch eine \r\nstärkere Marktintegration der gehandelten Strommengen einher, was zu einem systemdienli\u0002cheren Verhalten der PPA-Parteien führt (siehe hierzu Erläuterungen in Kapitel 3.2). Führt \r\nein Wechselmodell also zu einer Steigerung des PPA-Marktvolumens bedeutet dies auch, \r\ndass dieser Strom systemdienlicher eingesetzt wird.\r\nEine besondere Relevanz hat bei dieser Bewertung der Markt für kurzfristige PPA, da die \r\nEinführung eines CfD-Systems ohne Wechseloption den Markt für langfristige PPA nicht ne\u0002gativ beeinflussen würde (im Gegenteil könnte bei deutlicher Einschränkung des Kurzfrist\u0002PPA-Segments das Segment der Langfrist-PPAs in begrenztem Umfang gestärkt werden). \r\nDa die Auswirkungen stark von den jeweiligen Preisniveaus des Strommarktes abhängen, \r\nwerden die zu erwartenden Effekte in Hochpreisphasen und Niedrigpreisphasen unterteilt8\r\n.\r\nEine Stärkung des PPA-Marktes kann auch über die Einbeziehung neuer Akteure erreicht \r\nwerden, daher werden die einzelnen Wechselmodelle auch daran gemessen, wie attraktiv \r\ndas jeweilige Modell für neue und finanzschwächere bzw. risikoaverse Marktteilnehmer:in\u0002nen wie z. B. Bürgerenergiegesellschaften ist. Ob mehr und neue Akteure für PPA-Markt ge\u0002wonnen werden können, hängt auch von der Begrenzung der Risiken von PPAs ab. Hier \r\nspielt insbesondere die Begrenzung des Kontrahentenausfallrisikos durch die Gestaltung \r\ndes Wechselmodells eine Rolle.\r\nDie Entwicklung des PPA-Marktes wird, wie auch in den bisher vorgestellten Kriterien, mit\r\nder Baseline verglichen, dass ein Wechsel zwischen CfD-Vergütung und PPAs nicht möglich \r\n8 Wahrscheinliches Strompreisszenario bei Einführung eines CfD-Systems zwischen 2024 bis 2027 (3 Jahre \r\nÜbergangsfrist): Der Markt wird tendenziell etwas erhöhte Marktwerte aufweisen, die allerdings mittelfristig weiter \r\nabsinken und langfristig unterhalb der LCOE zum Zeitpunkt der Investition liegen werden. Insofern ist es wahr\u0002scheinlich, dass die Marktteilnehmer anfänglich einen hohen Anreiz haben, PPA zu nutzen. In späteren Aus\u0002schreibungen kann dieser Anreiz aufgrund abnehmender Wirtschaftlichkeit zurückgehen.\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 22\r\nist, womit der PPA-Markt ein im Vergleich zu den Wechseloptionen minimales Volumen um\u0002fassen würde. Mit dieser Baseline können die Wechseloptionen nach der Größe des positi\u0002ven Effekts auf die Marktentwicklung sortiert werden. Im Rahmen dieser Bewertung wird der \r\nEffekt der jeweiligen Wechseloptionen auf den Markt qualitativ eingeschätzt.\r\nIndikator\r\nSteigerung des PPA-Marktvolumens im Vergleich zu einer CfD-Vergütung ohne Wechse\u0002loption. Hierfür werden drei Fragen beantwortet: \r\n• In welcher Preisphase wächst das Volumen des PPA-Marktes – und wenn ja, wie \r\nstark verglichen mit den anderen Wechseloptionen?\r\n• Wird die Attraktivität des PPA-Marktes für weitere (aktuell nicht aktive) Teilnehmer\u0002gruppen gesteigert? \r\n• Wird das Kontrahentenausfallrisiko reduziert?\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 23\r\n7. Bewertung\r\nIm folgenden Abschnitt werden die in Abschnitt 5 dargestellten Ausgestaltungsoptionen der Wechselmodelle miteinander verglichen und quali\u0002tativ entlang der im vorangehenden Abschnitt 6 definierten Kriterien bewertet. Die folgende Tabelle im Abschnitt 7.1 gibt zunächst zusammen\u0002fassend das Ergebnis der Bewertung wieder. In der darauffolgenden Tabelle im Abschnitt 7.2 kann die Bewertung im Detail auf Basis ausfor\u0002mulierter Begründungen nachvollzogen werden.\r\nÜberblick\r\nWechselintervalle\r\nWechsel\u0002beschränkung: von \r\nPPA in CfD \r\n(einfacher Wechsel)\r\nWechsel\u0002beschränkung: von \r\nCfD in PPA \r\n(zweifacher \r\nWechsel)\r\nWechsel\u0002beschränkung: von \r\nCfD in PPA \r\n(einfacher Wechsel)\r\nAbschöpfung \r\nRelativ (unbegrenzte \r\nWechselanzahl)\r\nAbschöpfung Fix \r\n(unbegrenzte \r\nWechselanzahl)\r\nPreisdeckelung \r\n(unbegrenzte \r\nWechselanzahl)\r\nKriterien\r\nReduzierte\r\nRückzahlung\r\nReduzierte \r\nRückzahlung\r\nStark reduzierte \r\nRückzahlung\r\nReduzierte\r\nRückzahlung\r\nLeicht \r\nreduzierte Rückzahlung\r\nStark bis leicht\r\nreduzierte Rückzahlung\r\nKeine \r\nRückzahlung\r\nAuswirkungen auf \r\nFörderzahlung\r\nModerate bis hohe \r\nMehreinnahmen\r\nModerate \r\nMehreinnahmen\r\nHohe \r\nMehreinnahmen\r\nGeringe bis hohe \r\nMehreinnahmen\r\nGeringe bis hohe \r\nMehreinnahmen\r\nGeringe bis hohe \r\nGeringe Mehreinnahmen Mehreinnahmen\r\nFinanzielle Attraktivität \r\ndes Wechsels in PPA\r\nLeicht bis moderat \r\nerhöhte Risikoübernahme\r\nModerat \r\nerhöhte Risikoübernahme\r\nLeicht \r\nerhöhte Risikoübernahme\r\nModerat \r\nerhöhte Risikoübernahme\r\nLeicht \r\nerhöhte Risikoübernahme\r\nLeicht \r\nerhöhte Risikoübernahme\r\nLeicht \r\nerhöhte Risikoübernahme\r\nRisikoübernahme\r\nLeicht bis moderat \r\nerhöhte Kapitalkosten\r\nModerat \r\nerhöhte Kapitalkosten\r\nLeicht \r\nerhöhte Kapitalkosten\r\nModerat \r\nerhöhte Kapitalkosten\r\nLeicht \r\nerhöhte Kapitalkosten\r\nLeicht \r\nerhöhte Kapitalkosten\r\nLeicht \r\nerhöhte Kapitalkosten\r\nAuswirkungen auf \r\nKapitalkosten\r\nModerater \r\nMehraufwand\r\nGeringer \r\nMehraufwand \r\nGeringer \r\nMehraufwand\r\nGeringer \r\nMehraufwand \r\nHoher\r\nMehraufwand\r\nModerater \r\nMehraufwand\r\nHoher \r\nMehraufwand\r\nAdministrative \r\nUmsetzbarkeit\r\nModerate\r\nSteigerung des Marktvolumens \r\nModerate \r\nSteigerung des Marktvolumens \r\nModerate\r\nSteigerung des Marktvolumens \r\nGeringe \r\nSteigerung des Marktvolumens\r\nStarke \r\nSteigerung des Marktvolumens \r\nStarke \r\nSteigerung des Marktvolumens \r\nGeringe bis moderate \r\nSteigerung des Marktvolumens\r\nStärkung des PPA\u0002Marktes\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 24\r\nBewertung im Detail\r\nKriterien\r\nPreisdeckelung\r\n(unbegrenzte\r\nWechselanzahl)\r\nAbschöpfung Fix\r\n(unbegrenzte \r\nWechselanzahl)\r\nAbschöpfung Re\u0002lativ (unbegrenzte \r\nWechselanzahl)\r\nWechselbe\u0002schränkung: von \r\nCfD in PPA (einfa\u0002cher Wechsel)\r\nWechselbe\u0002schränkung: von \r\nCfD in PPA (zwei\u0002facher Wechsel)\r\nWechselbe\u0002schränkung: von \r\nPPA in CfD (einfa\u0002cher Wechsel)\r\nWechselintervalle\r\nAuswir\u0002kungen \r\nauf För\u0002derzah\u0002lung\r\nKeine Rückzahlung.\r\nAber de facto Umvertei\u0002lung der umgangenen\r\nRückzahlungsverpflich\u0002tung an PPA-Neh\u0002mer:innen.\r\nBetreiber:innen haben \r\nAnreiz in den PPA zu \r\nwechseln, sobald\r\nTransaktionskosten des \r\nWechsels in den PPA\r\nunterhalb der zusätzli\u0002chen Gewinnaussichten \r\nim PPA sind.\r\nVoraussetzung für At\u0002traktivität ist, dass die\r\nPreisdeckelung hoch \r\ngenug gelegt ist, damit \r\nsich Wechsel lohnt.\r\nEinsparungen von För\u0002derzahlungen im Falle \r\nvon negativen Abwei\u0002chungen von der \r\nStrompreisprognose\r\noder kurzfristigen vo\u0002rübergehenden Förder\u0002perioden. \r\nLeicht bis stark redu\u0002zierte Rückzahlung.\r\nFixe Rückzahlungen \r\n(€/MWh) unabhängig \r\nvom PPA- und Markt\u0002preis. Besondere Preis\u0002ausschläge werden al\u0002lerdings nicht berück\u0002sichtigt. Somit ist die \r\nRückzahlung be\u0002schränkt.\r\nAnreiz für Wechsel in \r\nPPA besteht, sobald \r\nder (PPA-)Marktwert \r\nden CfD Zuschlagspreis \r\nplus die Abschöpfung \r\nzzgl. der Transaktions\u0002kosten absehbar län\u0002gerfristig überschreitet.\r\nEinsparungen von För\u0002derzahlungen im Falle \r\nvon negativen Abwei\u0002chungen von der \r\nStrompreisprognose \r\noder kurzfristigen vo\u0002rübergehenden Förder\u0002perioden.\r\nLeicht reduzierte \r\nRückzahlung.\r\nRelative Rückzahlung\r\nder Mehreinnahmen im \r\nPPA im Vergleich zum \r\nCfD Zuschlagspreis.\r\nRückzahlung abhängig \r\nvon Höhe der relativen \r\nAbschöpfung. Beson\u0002dere Preisausschläge \r\nwerden berücksichtigt.\r\nAnreiz für Wechsel in \r\nPPA besteht, sobald \r\nder (PPA-)Marktwert \r\nden CfD-Zuschlags\u0002preis und die Abschöp\u0002fung zzgl. der Transak\u0002tionskosten absehbar \r\nlängerfristig überschrei\u0002tet.\r\nEinsparungen von För\u0002derzahlungen im Falle \r\nvon negativen Abwei\u0002chungen von der \r\nStrompreisprognose \r\noder kurzfristigen vo\u0002rübergehenden Förder\u0002perioden.\r\nReduzierte Rückzah\u0002lung.\r\nÜbersteigt die Einnah\u0002meprognose in einem\r\nPPA bis zum Ende der \r\nLaufzeit des Schulden\u0002dienstes die des CfD\r\n(inkl Transaktionskos\u0002tenaufschlag), besteht \r\nein Anreiz zum Wech\u0002sel in ein PPA.\r\nNach dem Wechsel ist\r\nkeine Abschöpfung \r\nmehr durch den Staat \r\nmöglich.\r\nEs ist davon auszuge\u0002hen, dass die Betrei\u0002ber:innen bei kurzfristi\u0002gen Preisschwankun\u0002gen in einer unsicheren\r\nMarktlage im CfD ver\u0002bleiben.\r\nEinsparungen von För\u0002derzahlungen im Falle \r\nvon negativen Abwei\u0002chungen von der \r\nStrompreisprognose\r\noder kurzfristigen vo\u0002rübergehenden Förder\u0002perioden.\r\nStark reduzierte Rück\u0002zahlung.\r\nDie Anlagenbetrei\u0002ber:innen können den \r\nZeitpunkt und die Dauer \r\n(Mindestdauer 3 Jahre) \r\ndes Wechsels frei wäh\u0002len. Daher ist davon \r\nauszugehen, dass \r\nHochpreisphasen bes\u0002ser ausgenutzt werden \r\nkönnen und damit die \r\nRückzahlungsfunktion \r\nstärker beeinträchtigt \r\nwird als im Modell mit \r\neinmaligem Wechsel\r\nvon CfD in PPA.\r\nErwarten die Anlagen\u0002betreiber:innen mittel\u0002fristig eine Abschöp\u0002fung, so entsteht ein \r\nstarker Anreiz in ein \r\nPPA zu wechseln. \r\nDer Wechsel zurück\r\nlohnt sich, wenn lang\u0002fristig die PPA-Preise\r\nunterhalb des CfD Zu\u0002schlagspreises liegen. \r\nEs ist davon auszuge\u0002hen, dass die Betrei\u0002ber:innen bei kurzfristi\u0002gen Preisschwankun\u0002gen in einer unsicheren\r\nMarktlage im CfD ver\u0002bleiben.\r\nEinsparungen von För\u0002derzahlungen im Falle \r\nReduzierte Rückzah\u0002lung.\r\nAbhängig von Marktsi\u0002tuation zum Zeitpunkt \r\nder Ausschreibung. \r\nFalls der Markt sich in \r\neiner längerfristigen \r\nHochpreisphase befin\u0002det, besteht ein Anreiz \r\nfür die Anlagenbetrei\u0002ber:innen zunächst eine \r\nPPA-Vermarktung zu\r\nnutzen. \r\nGgf. Einpreisung der \r\nPPA-Gewinne in CfD\u0002Gebot und dadurch ge\u0002ringere Förderhöhe, \r\nstarker Wettbewerb in \r\nEEG-Ausschreibungen \r\nvorausgesetzt.\r\nNach Ablauf des PPA\u0002Vertrags und Wechsel \r\nin den CfD können spä\u0002tere Hochpreisphasen\r\nabgeschöpft werden. \r\nLiegt das PPA-Preisni\u0002veau zum Zeitpunkt der \r\nAusschreibung unter \r\ndem LCOE, besteht \r\nkein Anreiz PPA abzu\u0002schließen. \r\nEinsparungen von För\u0002derzahlungen im Falle \r\nvon negativen Abwei\u0002chungen von der \r\nReduzierte Rückzah\u0002lung.\r\nAbhängig von Intervall\u0002länge. Je länger das In\u0002tervall, desto schwerer \r\nist es für die Betrei\u0002ber:innen abzuschät\u0002zen, welche Markt\u0002preise durchschnittlich \r\nim Intervall anfallen.\r\nBei kurzen Intervallen \r\nkönnen die Betreiber:in\u0002nen die Opportunitäten \r\nnutzen und einen Groß\u0002teil der Abschöpfung \r\numgehen. \r\nEinsparungen von För\u0002derzahlungen im Falle \r\nvon negativen Abwei\u0002chungen von der \r\nStrompreisprognose\r\noder kurzfristigen vo\u0002rübergehenden Förder\u0002perioden.\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 25\r\nKriterien\r\nPreisdeckelung\r\n(unbegrenzte\r\nWechselanzahl)\r\nAbschöpfung Fix\r\n(unbegrenzte \r\nWechselanzahl)\r\nAbschöpfung Re\u0002lativ (unbegrenzte \r\nWechselanzahl)\r\nWechselbe\u0002schränkung: von \r\nCfD in PPA (einfa\u0002cher Wechsel)\r\nWechselbe\u0002schränkung: von \r\nCfD in PPA (zwei\u0002facher Wechsel)\r\nWechselbe\u0002schränkung: von \r\nPPA in CfD (einfa\u0002cher Wechsel)\r\nWechselintervalle\r\nvon negativen Abwei\u0002chungen von der \r\nStrompreisprognose\r\noder kurzfristigen vo\u0002rübergehenden Förder\u0002perioden.\r\nStrompreisprognose\r\noder kurzfristigen vo\u0002rübergehenden Förder\u0002perioden.\r\nFinanzi\u0002elle At\u0002traktivität \r\ndes \r\nWech\u0002sels in \r\nPPA\r\nGeringe Mehreinnah\u0002men (aber abhängig \r\nvon der Höhe der De\u0002ckelung).\r\nDer Preisdeckel sollte \r\nso hoch angesetzt sein, \r\ndass sich Wechsel un\u0002ter Beachtung der \r\nTransaktionskosten loh\u0002nen können, aber so \r\nniedrig genug, dass \r\nsich nur längerfristige \r\nWechsel in einen PPA \r\nlohnen. \r\nGeringe bis hohe \r\nMehreinnahmen \r\nAbhängig davon, wie \r\nhoch Abschöpfungsbe\u0002trag gewählt wird.\r\nDa ein fester Betrag pro \r\nMWh abgeschöpft wird, \r\nsind die Mehrerlöse im \r\nPPA nicht gedeckelt. \r\nSomit sind hohe Mehr\u0002erlöse möglich.\r\nGeringe bis hohe \r\nMehreinnahmen\r\nVollständig abhängig \r\ndavon, welche Anteile \r\nder Mehrerlöse abge\u0002schöpft werden.\r\nHoch, wenn nur geringe \r\nAnteile der Mehrerlöse \r\nabgeschöpft werden.\r\nAbsolute Höhe der \r\nMehrerlöse unbegrenzt.\r\nGeringe bis hohe \r\nMehreinnahmen \r\nJe nach Strompreissze\u0002nario/Marktsituation ins\u0002besondere zum Ende \r\nder Laufzeit des \r\nSchuldesdienstes.\r\nHohe Mehreinnahmen\r\nDie Möglichkeit in den \r\nCfD zurückzuwechseln,\r\nermöglicht es Anlagen\u0002betreiber:innen frühzei\u0002tiger in der Laufzeit der \r\nAnlage, PPAs zu nut\u0002zen, um etwaige Mehr\u0002erlöse am Markt zu rea\u0002lisieren, insofern kön\u0002nen kurzfristige Oppor\u0002tunitäten besser genutzt \r\nwerden. \r\nModerate Mehreinnah\u0002men\r\nAnlagenbetreiber:innen\r\nkönnen in Abhängigkeit \r\nder erwarteten kurz\u0002und mittelfristigen \r\nMarktpreise mit einer \r\nPPA-Finanzierung star\u0002ten, wenn dies vorteil\u0002haft ist und bei einer \r\nlangfristigen Tiefpreis\u0002phase in CfD wechseln.\r\nDie Opportunität einer \r\nnachfolgenden Hoch\u0002preise kann nicht mehr \r\ngenutzt werden.\r\nHohe bis moderate \r\nMehreinnahmen\r\nHoch bei kurzem Inter\u0002vall und moderat bei \r\nlängerem Intervall, je\u0002weils abhängig von \r\nStrompreiserwartung. \r\nInnerhalb der Phasen \r\nkönnen allerdings die \r\npotenziellen Mehrerlöse \r\nim PPA vollständig rea\u0002lisiert werden.\r\nRelevantes zusätzli\u0002ches Risiko, da wäh\u0002rend des Intervalls nicht \r\nzurück gewechselt wer\u0002den kann und Kontra\u0002hentenausfallrisiko be\u0002steht.\r\nRisiko\u0002über\u0002nahme\r\nLeicht erhöhte Risiko\u0002übernahme.\r\nPreis- und Kontrahen\u0002tenrisiko sehr gering, \r\naufgrund unbegrenzter \r\nWechsel gering. \r\nPotenziell längere ku\u0002mulierte PPA-Phasen\r\nzu erwarten. Insbeson\u0002dere durch mehrfache \r\nWechsel.\r\nLeicht erhöhte Risiko\u0002übernahme.\r\nPreis- und Kontrahen\u0002tenrisiko sehr gering,\r\naufgrund unbegrenzter \r\nWechsel gering. \r\nPotenziell längere ku\u0002mulierte PPA-Phasen\r\nzu erwarten. Insbeson\u0002dere durch mehrfache \r\nWechsel.\r\nLeicht erhöhte Risiko\u0002übernahme.\r\nPreis- und Kontrahen\u0002tenrisiko sehr gering \r\naufgrund unbegrenzter \r\nWechsel gering. \r\nPotenziell längere ku\u0002mulierte PPA-Phasen\r\nzu erwarten. Insbeson\u0002dere durch mehrfache \r\nWechsel.\r\nModerat erhöhte Risi\u0002koübernahme.\r\nRelevantes Risiko (da \r\nkeine Möglichkeit zu\u0002rück in die Förderung \r\nzu wechseln). Wechsel \r\ninsofern am risikoärms\u0002ten, wenn der abge\u0002schlossene PPA die ge\u0002samte Restlaufzeit des \r\nSchuldendienstes (bzw. \r\nLeicht erhöhte Risiko\u0002übernahme.\r\nDeutlich reduziertes Ri\u0002siko ggü. einmaliger \r\nWechselmöglichkeit \r\nvon CfD in PPA durch \r\ndie Möglichkeit in den \r\nCfD zurückzuwechseln. \r\nKurze PPA-Phasen zu \r\nerwarten (Mindestdauer \r\n3 Jahre). Durch zwei\u0002maligen Wechsel \r\nModerat erhöhte Risi\u0002koübernahme.\r\nPreis- und Kontrahen\u0002tenrisiko kontrollierbar \r\nüber Länge des PPA. \r\nWährend des PPA je\u0002doch erhöhtes Risiko, \r\nda kein automatischer \r\nFallback in CfD vorge\u0002sehen. \r\nKurze PPA-Phase zu \r\nerwarten. Durch \r\nLeicht bis moderat er\u0002höhte Risikoüber\u0002nahme.\r\nAbhängig von Intervall\u0002länge.\r\nPotenziell längere ku\u0002mulierte PPA-Phasen\r\nzu erwarten durch \r\nmehrfache Wechsel \r\nund vorgegebene \r\nWechselintervalle.\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 26\r\nKriterien\r\nPreisdeckelung\r\n(unbegrenzte\r\nWechselanzahl)\r\nAbschöpfung Fix\r\n(unbegrenzte \r\nWechselanzahl)\r\nAbschöpfung Re\u0002lativ (unbegrenzte \r\nWechselanzahl)\r\nWechselbe\u0002schränkung: von \r\nCfD in PPA (einfa\u0002cher Wechsel)\r\nWechselbe\u0002schränkung: von \r\nCfD in PPA (zwei\u0002facher Wechsel)\r\nWechselbe\u0002schränkung: von \r\nPPA in CfD (einfa\u0002cher Wechsel)\r\nWechselintervalle\r\nder CfD-Förderphase)\r\nabdeckt.\r\nAufgrund dieses Um\u0002stands und Preisab\u0002schlägen bei langfristi\u0002geren PPA, sind ten\u0002denziell eher Kurzfrist\u0002PPA gegen Ende des\r\nSchuldendienstes zu \r\nerwarten.\r\nNutzung von tendenziell \r\nkurzfristigeren Hoch\u0002preisphasen (minimale \r\nPPA-Laufzeit verringert\r\nExposition).\r\nAbschluss zu Beginn \r\nwerden tendenziell nur \r\nkurzfristig prognostizier\u0002bare Zeiträume bevor\u0002zugt.\r\nAuswir\u0002kungen \r\nauf Kapi\u0002talkosten\r\nLeicht erhöhte Kapi\u0002talkosten.\r\nSchwach erhöhtes \r\nRisiko\r\n(im Vergleich zum CfD \r\nohne Wechseloption)\r\ndurch Kontrahenten\u0002ausfallrisiko (stark redu\u0002ziert durch unbegrenzte \r\nWechselanzahl).\r\nLeicht erhöhte Kapi\u0002talkosten.\r\nSchwach erhöhtes \r\nRisiko (im Vergleich \r\nzum CfD ohne Wechse\u0002loption) durch Kontra\u0002hentenausfallrisiko \r\n(stark reduziert durch \r\nunbegrenzte Wechsel\u0002anzahl) bei reduzierten \r\nMehrerlösen.\r\nLeicht erhöhte Kapi\u0002talkosten\r\nSchwach erhöhtes \r\nRisiko (im Vergleich \r\nzum CfD ohne Wechse\u0002loption) durch Kontra\u0002hentenausfallrisiko \r\n(stark reduziert durch \r\nunbegrenzte Wechsel\u0002anzahl).\r\nModerat erhöhte Kapi\u0002talkosten.\r\nErhöhtes Risiko\r\n(im Vergleich zum CfD \r\nohne Wechseloption) \r\ndurch Kontrahenten\u0002ausfallrisiko. \r\nRisikoverminderung \r\nmöglich durch Ergän\u0002zung einer Regelung, \r\ndie den Rückfall auf \r\nCfD bei Ausfall des \r\nKontrahenten erlaubt.\r\nLeicht erhöhte Kapi\u0002talkosten.\r\nSchwach erhöhtes Ri\u0002siko (im Vergleich zum \r\nCfD ohne Wechselop\u0002tion) durch minimales \r\nKontrahentenausfallri\u0002siko (stark reduziert \r\ndurch Möglichkeit des \r\nWechsels zurück in den \r\nCfD).\r\nEinführung der Möglich\u0002keit, zurück in den CfD \r\nwechseln zu können,\r\nschafft die Möglichkeit\r\nauch PPAs abschließen \r\nzu können, die nicht die \r\nRestlaufzeit des Schul\u0002dendienstes abdecken.\r\nModerat erhöhte Kapi\u0002talkosten.\r\nRelativ schwach erhöh\u0002tes Risiko (im Vergleich \r\nzum CfD ohne Wechse\u0002loption) durch Kontra\u0002hentenausfallrisiko aber \r\ngeringeres als bei einfa\u0002chem Wechsel von CfD \r\nin PPA, da PPA-Preis \r\nund Dauer zu Beginn \r\nder Betriebsphase von \r\nBetreiber:innen festge\u0002legt werden.\r\nRisikoverminderung \r\nmöglich durch Ergän\u0002zung einer Regelung, \r\ndie den Rückfall auf \r\nCfD bei Ausfall des \r\nKontrahenten erlaubt.\r\nLeicht bis moderat er\u0002höhte Kapitalkosten.\r\nModerat erhöhtes Ri\u0002siko (im Vergleich zum \r\nCfD ohne Wechselop\u0002tion).\r\nDurch Möglichkeit bei \r\nMarkteintrübung wieder \r\nzurück in den CfD zu\u0002rückzuwechseln besteht \r\nlediglich Kontrahenten\u0002ausfallrisiko während \r\nPPA-Laufzeit bzw. der \r\nWechselfrist. Innerhalb \r\nder PPA-Phasen kön\u0002nen die potenziellen \r\nMehrerlöse vollständig \r\nrealisiert werden.\r\nRisikoverminderung \r\nmöglich durch Ergän\u0002zung einer Regelung, \r\ndie den Rückfall auf \r\nCfD bei Ausfall des \r\nKontrahenten erlaubt.\r\nAdmi\u0002nistrative \r\nHoher Mehraufwand \r\nim Vergleich zum CfD \r\nohne Wechseloption.\r\nModerater Mehrauf\u0002wand im Vergleich \r\nzum CfD ohne Wech\u0002seloption.\r\nHoher Mehraufwand \r\nim Vergleich zum CfD \r\nohne Wechseloption.\r\nGeringer Mehrauf\u0002wand\r\nim Vergleich zum CfD \r\nohne Wechseloption.\r\nGeringer Mehrauf\u0002wand im Vergleich \r\nzum CfD ohne Wech\u0002seloption. \r\nGeringer Mehrauf\u0002wand im Vergleich \r\nzum CfD ohne Wech\u0002seloption. \r\nModerater Mehrauf\u0002wand im Vergleich \r\nzum CfD ohne Wech\u0002seloption.\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 27\r\nKriterien\r\nPreisdeckelung\r\n(unbegrenzte\r\nWechselanzahl)\r\nAbschöpfung Fix\r\n(unbegrenzte \r\nWechselanzahl)\r\nAbschöpfung Re\u0002lativ (unbegrenzte \r\nWechselanzahl)\r\nWechselbe\u0002schränkung: von \r\nCfD in PPA (einfa\u0002cher Wechsel)\r\nWechselbe\u0002schränkung: von \r\nCfD in PPA (zwei\u0002facher Wechsel)\r\nWechselbe\u0002schränkung: von \r\nPPA in CfD (einfa\u0002cher Wechsel)\r\nWechselintervalle\r\nUmsetz\u0002barkeit\r\nDokumentierung und \r\nAuditierung der PPA\u0002Verträge hinsichtlich \r\nder Preise notwendig.\r\nDa auf Preise aus bila\u0002teralen Verträgen abge\u0002stellt wird, besteht ggf. \r\nManipulationsgefahr bei \r\nder Meldung der Preise. \r\nWeniger Aufwand \r\nim Vergleich zur Preis\u0002deckelung, da keine \r\nDokumentierung und \r\nAuditierung der Preise \r\nnotwendig sind. \r\nAufwand ggf. für mehr\u0002fache Wechsel.\r\nErzeugung muss wie im \r\nCfD erfasst werden.\r\nAuditierung der PPA\u0002Verträge und Erzeu\u0002gung im PPA-Vertrag \r\nnotwendig.\r\nErzeugung muss wie im \r\nCfD erfasst werden.\r\nMehraufwand besteht\r\nggf. durch mehrfache \r\nWechsel. \r\nDa auf Preise aus bila\u0002teralen Verträgen abge\u0002stellt wird, besteht Ma\u0002nipulationsgefahr bei \r\nder Meldung der Preise.\r\nAnzahl zu administrie\u0002render CfD-Anlagen\r\nsinkt potenziell. Demge\u0002genüber steht zusätzli\u0002cher Aufwand für die \r\nVerarbeitung des \r\nWechsels.\r\nAnzahl zu administrie\u0002render CfD-Anlagen\r\nsinkt potenziell. Demge\u0002genüber steht zusätzli\u0002cher Aufwand für die \r\nVerarbeitung des zwei\u0002maligen Wechsels.\r\nAnzahl zu administrie\u0002render CfD-Anlagen\r\nsinkt potenziell. Demge\u0002genüber steht zusätzli\u0002cher Aufwand für die \r\nVerarbeitung des \r\nWechsels.\r\nEs treten ggf. mehrfach\r\nWechsel auf, die ent\u0002sprechend verarbeitet \r\nwerden müssen. \r\nGeringerer Aufwand als \r\nbei Optionen, in denen \r\nPPA-Preise dokumen\u0002tiert und geprüft werden \r\nmüssen. \r\nStärkung\r\ndes PPA\u0002Marktes\r\nGeringe bis moderate \r\nSteigerung des Markt\u0002volumens.\r\nVergrößerung in Hoch\u0002preisphasen.\r\nJe nach Höhe des \r\nPreisdeckels kann das \r\nWachstum des PPA\u0002Segments durch eine \r\nniedrige Obergrenze \r\nstark beschränkt wer\u0002den.\r\nZu niedrige Obergren\u0002zen schließen unerfah\u0002rene Akteure mit höhe\u0002ren Transaktionskosten \r\naus.\r\nKontrahentenausfallri\u0002siko durch unbegrenzte \r\nWechselanzahl stark \r\nreduziert.\r\nTendenziell besteht ein\r\nAnreiz für Langfrist\u0002Starke Steigerung des \r\nMarktvolumens.\r\nVergrößerung in Hoch\u0002preisphase oberhalb \r\ndes Zuschlagspreises \r\nzzgl. der fixen Abschöp\u0002fung.\r\nHöhe der fixen Ab\u0002schöpfung bestimmt \r\nMarktpotential.\r\nHohe fixe Abschöpfung \r\nschließt unerfahrene \r\nAkteure in Situation mit \r\ngeringer Marge aus.\r\nGgf. zusätzliche Anbie\u0002ter, da sehr geringes \r\nKontrahentenausfallri\u0002siko (monatliche Wech\u0002seloption) und einfach \r\nzu kalkulierende Ab\u0002schöpfung.\r\nJe nach Marktprognose \r\nkönnen lang- oder \r\nStarke Steigerung des \r\nMarktvolumens.\r\nVergrößerung in Hoch\u0002preisphase oberhalb \r\ndes Zuschlagspreises \r\nzzgl. der Transaktions\u0002kosten.\r\nHöhe der relativen Ab\u0002schöpfung bedingt At\u0002traktivität.\r\nHohe relative Abschöp\u0002fung schließt unerfah\u0002rene Akteure aus.\r\nGgf. zusätzliche Anbie\u0002ter, da sehr geringes \r\nKontrahentenausfallri\u0002siko (monatliche Wech\u0002seloption) und einfach \r\nzu kalkulierende Ab\u0002schöpfung.\r\nJe nach Marktprognose \r\nkönnen lang- oder \r\nGeringe Steigerung \r\ndes Marktvolumens.\r\nVergrößerung des Volu\u0002mens bei absehbar \r\nlangfristiger Hochpreis\u0002phase (mindestens bis \r\nzum Ende des Schul\u0002dendienstes der jeweili\u0002gen Anlagen).\r\nGgf. zusätzliche risiko\u0002affine Anbieter, da \r\nkeine Abschöpfung. \r\nHöhere Risiken durch \r\neingeschränkte Absi\u0002cherung des Kontra\u0002hentenausfallrisikos\r\nverringern Wahrschein\u0002lichkeit von Teilnahme \r\nvon risikoaversen Anla\u0002genbetreiber:innen. \r\nJe nach Marktsituation \r\nkönnen auch Langfrist\u0002PPA attraktiv sein. Zum\r\nModerate Steigerung \r\ndes Marktvolumens. \r\nVergrößerung in Hoch\u0002preisphase. Zweifacher \r\nWechsel ermöglicht zu\u0002sätzliche PPA:\r\nEs werden auch PPA \r\nabgeschlossen, die \r\nnicht die gesamte Rest\u0002laufzeit des Schulden\u0002dienstes abdecken.\r\nKontrahentenausfallri\u0002siko minimiert durch in\u0002härente Rückfalloption \r\nauf CfD.\r\nGgf. zusätzliche Anbie\u0002ter, da keine Abschöp\u0002fung und zugleich gerin\u0002ges Risiko.\r\nEs besteht ein Anreiz \r\nfür Kurzfrist-PPA, da \r\ndie Nutzung kurzfristi\u0002ger Hochpreisphasen\r\nModerate Steigerung \r\ndes Marktvolumens. \r\nVergrößerung in Hoch\u0002preisphase: Es gibt ei\u0002nen starken Anreiz für \r\nNeuanlagen, sich zu\u0002nächst für eine PPA-Fi\u0002nanzierung zu entschei\u0002den. \r\nEinmal im CfD geför\u0002derte Anlagen können \r\nsich allerdings nicht \r\nmehr umentscheiden\r\nund sind insofern aus \r\ndem PPA-Markt ausge\u0002schlossen. \r\nGgf. zusätzliche Anbie\u0002ter, da keine Abschöp\u0002fung und durch ggf. \r\nkurze Laufzeit be\u0002schränktes Kontrahen\u0002tenausfallrisiko.\r\nModerate Steigerung \r\ndes Marktvolumens. \r\nVergrößerung in Hoch\u0002preisphasen, die abseh\u0002bar für die Dauer des \r\nWechselintervalls an\u0002halten.\r\nStärkung des PPA\u0002Marktes damit bedingt \r\ndurch Länge der Wech\u0002selfrist. Je länger diese \r\nist, desto mehr wird der \r\nzusätzliche Markt be\u0002schränkt und desto \r\nschwieriger wird es für \r\nkleine unerfahrene Ak\u0002teure zu partizipieren.\r\nHöhere Risiken durch\r\nKontrahentenausfallri\u0002siko und Preisrisiko ver\u0002ringern Wahrscheinlich\u0002keit von Teilnahme von \r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 28\r\nKriterien\r\nPreisdeckelung\r\n(unbegrenzte\r\nWechselanzahl)\r\nAbschöpfung Fix\r\n(unbegrenzte \r\nWechselanzahl)\r\nAbschöpfung Re\u0002lativ (unbegrenzte \r\nWechselanzahl)\r\nWechselbe\u0002schränkung: von \r\nCfD in PPA (einfa\u0002cher Wechsel)\r\nWechselbe\u0002schränkung: von \r\nCfD in PPA (zwei\u0002facher Wechsel)\r\nWechselbe\u0002schränkung: von \r\nPPA in CfD (einfa\u0002cher Wechsel)\r\nWechselintervalle\r\nPPA bei niedrigem \r\nPreisdeckel, wegen ein\u0002geschränkter Mehrein\u0002nahmen zur Deckung \r\nder Transaktionskosten\r\nund der Zusatzrisiken.\r\nkurzfristige PPA abge\u0002schlossen werden.\r\nkurzfristige PPA abge\u0002schlossen werden.\r\nEnde der Laufzeit des \r\nSchuldendienstes be\u0002steht Anreiz für Kurz\u0002frist-PPA. \r\nmöglich ist (Mindest\u0002laufzeit 3 Jahre).\r\nJe nach Marktprognose\r\nkönnen lang- oder kurz\u0002fristige PPA abge\u0002schlossen werden. \r\nrisikoaversen Anlagen\u0002betreiber:innen.\r\nStarker Anreiz für Kurz\u0002frist-PPA entsprechend \r\nder Wechselfrist. Oder \r\nVielfachen der Wech\u0002selfrist bei gut prognos\u0002tizierbarer und attrakti\u0002ver Marktlage.\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 29\r\n8. Fazit\r\nAus der Bewertungsmatrix in Abschnitt 7 ergibt sich die folgende übergeordnete Bewertung \r\nder untersuchten Wechselmodelle im Vergleich zu einem CfD-System ohne Wechselmög\u0002lichkeiten:\r\nPreisdeckelung der PPAs mit unbegrenzter Wechselanzahl\r\n• Stärken: Das Modell ermöglicht es den Fördermittelgeber:innen starke Kontrolle \r\nüber die Höhe der PPA-Preise auszuüben und sorgt somit in Hochpreisphasen für \r\neine konsequente Preissicherung bei den PPA-Nehmer:innen. Über die Höhe des \r\nPreisdeckels kann direkt die finanzielle Attraktivität eines Wechsels gesteuert werden \r\nund somit ggf. auch einfach nachgesteuert werden, wenn sich der Markt nicht wie \r\ngewünscht entwickelt. Das Modell kann als eine pragmatische Variante bzw. komple\u0002mentäres Element eines Industriestrompreises verstanden werden.\r\n• Schwächen: Die Umverteilungswirkung des Modells ist auf die PPA-Nehmer:innen\r\nbeschränkt, d. h. ggf. große industrielle Akteure oder solche, die bereits im PPA\u0002Markt aktiv und erfahren sind (Tech-Firmen). Außerdem geht die Nutzung des Mo\u0002dells mit einem erhöhten administrativen Aufwand einher, der durch die notwendige \r\nAuditierung der PPA-Verträge entsteht.\r\nFixe Abschöpfung der Einnahmen in PPAs mit unbegrenzter Wechselanzahl\r\n• Stärken: Das Modell bietet eine einfach zu administrierende Variante der Abschöp\u0002fung von Mehrerlösen, da keine Auditierung der PPA-Verträge notwendig ist. Bei be\u0002grenzter Abschöpfung kann das Modell für EE-Anlagenbetreiber:innen finanziell sehr \r\nattraktiv sein, da es ungedeckelte Mehrerlöse bei voller Wechselflexibilität bietet.\r\nHierdurch bietet es gute Chancen zur Stärkung des PPA-Marktes. Wie bei der Preis\u0002deckelung kann die finanzielle Attraktivität eines Wechsels unmittelbar über die Höhe \r\nder Abschöpfung gesteuert werden.\r\n• Schwächen: Aus Sicht des Staates ergibt sich eine besondere Problematik in extre\u0002men Hochpreisphasen, da keine Abschöpfung über den fixen Betrag hinaus möglich \r\nist. Somit ist die in diesen Phasen besonders wichtige Abschöpfungsfunktion einge\u0002schränkt.\r\nRelative Abschöpfung der Mehreinnahmen in PPAs mit unbegrenzter Wechselanzahl\r\n• Stärken: Das Modell bietet starke Kontrolle über Mehrerlöse im PPA. Anders als bei \r\nder fixen Abschöpfung werden auch in extremen Preisszenarien anteilig die Mehrer\u0002löse abgeschöpft. Die Attraktivität des Modells und damit die Stärkung des PPA\u0002Marktes lässt sich direkt über die Höhe der relativen Abschöpfung steuern. Die rela\u0002tive Abschöpfung bietet konzeptionell einen guten Kompromiss zwischen der Sicher\u0002stellung von Rückzahlungen bei hoher Flexibilität der EE-Anlagenbetreiber:innen.\r\n• Schwächen: Die notwendige Erfassung und Auditierung der PPA-Verträge stellt ei\u0002nen hohen administrativer Aufwand dar. \r\nWechselbeschränkung von CfD in PPA mit einmaligem Wechsel\r\n• Stärken: Aus Sicht des Staates ist das Modell besonders einfach in der Administra\u0002tion, da keine Nachverfolgung nach dem Wechsel in den PPA notwendig ist. Für die\r\nEE-Anlagenbetreiber:innen entsteht die Chance auf Mehrerlöse in der Zukunft, die \r\nzum Zeitpunkt der Investition allerdings ungewiss sind. Durch die Beschränkung auf \r\nden einmaligen Wechsel besteht ein modellendogenes Steuerungselement, was ver\u0002hindert, dass bei kurzfristigen Hochpreisphasen EE-Anlagenbetreiber:innen wech\u0002seln.\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 30\r\n• Schwächen: Für den Staat besteht in diesem Modell keine unmittelbare Kontrolle \r\nüber Rückzahlungen, die über dieses Modell generiert werden. Grundsätzlich besteht \r\ndurch das Modell in Hochpreisphasen das Risiko, dass viele EE-Anlagenbetreiber:in\u0002nen die Rückzahlung umgehen, wenn die Marktprognosen zu den Restlaufzeiten ih\u0002rer Förderung entsprechend attraktiv sind. Durch einmaligen Wechsel aus dem CfD \r\nheraus (ohne Fallbackoption) bedeutet dieses Modell die höchste Risikoübernahme\r\nmit entsprechender negativer Wirkung auf die Kapitalkosten. Das Modell ist mit zu\u0002sätzlichen Unsicherheiten für den Staat und die EE-Anlagenbetreiber:innen behaftet \r\nund bietet demgegenüber wenige Vorteile.\r\nWechselbeschränkung von CfD in PPA mit zweimaligem Wechsel \r\n• Stärken: Das Modell reduziert im Vergleich zum einmaligen Wechsel stark die Risi\u0002ken in einen PPA zu wechseln. Die EE-Anlagenbetreiber:innen können für den\r\nWechsel in ein PPA besonders günstige Marktsituation abwarten und sind dabei nur \r\nan die Mindestlaufzeit von 3 Jahren gebunden. Die Möglichkeit des Wechsels zurück \r\nin den CfD sichert gegen Kontrahentenausfall ab und ermöglicht zudem die Erlösop\u0002timierung über den PPA. Es ist daher davon auszugehen, dass das Modell zu einer \r\nVergrößerung des PPA-Markts führt. Das Modell gibt den EE-Anlagenbetreiber:innen\r\ndie Möglichkeit die PPA-Phase besonders gut auf Hochpreisephasen abzustimmen. \r\nDaher wird sich die Vergrößerung des Marktes tendenziell auf diese Phase be\u0002schränken. Für den Staat bedeutet das Modell nur sehr geringe administrative Mehr\u0002aufwände, da Monitoring der PPAs nicht notwendig ist.\r\n• Schwächen: Durch die Flexibilität bei der Wahl des Zeitpunktes und der Zeitspanne\r\n(oberhalb der Mindestlaufzeit), für die ein PPA abgeschlossen wird, besteht in die\u0002sem Modell eine vergleichsweise gute Opportunität zur Umgehung der Rückzahlung. \r\nDies ist besonders kritisch in Krisensituationen, wenn sich viele Anlagenbetreiber:in\u0002nen gleichzeitig aus dem CfD-System zurückziehen. Rückzahlungen fallen bei ein\u0002zelnen Anlagen typischerweise erst dann an, wenn nach dem Wechsel zurück in den \r\nCfD abermals eine Hochpreisphase entsteht. Bei unsicherer Marktlage besteht au\u0002ßerdem das Risiko, dass nur PPA mit Mindestlaufzeit abgeschlossen werden.\r\nWechselbeschränkung von PPA in CfD mit einmaligem Wechsel\r\n• Stärken: Mit der Möglichkeit die Stromvermarktung im Rahmen eines PPA zu begin\u0002nen ist das Wechselmodell besonders gut auf die Anforderungen einer kombinierten \r\nVermarktung über PPA und CfD abgestimmt, da die Mehrerlöse aus dem PPA direkt\r\neinkalkuliert werden können und nicht wie bei anderen Modellen als unsichere und \r\ndamit für Finanzierer nicht belastbare Erlöse auftreten. Damit können die PPA-Erlöse \r\nin das Gebot für die CfD-Finanzierung einberechnet werden und der Förderbedarf \r\nkann sinken. Gleichzeitig ist das zusätzliche Risiko durch die Optionalität des PPA \r\nund die freie Wahl der PPA-Laufzeit begrenzt, wodurch die Kapitalkosten nur gering\u0002fügig steigen. Aus staatlicher Perspektive bietet das Modell den Vorteil, dass die po\u0002sitive Wirkung des Modells auf den PPA-Markt direkt nach der Ausschreibung eintritt \r\nund nur geringer administrativer Mehraufwand entsteht. \r\n• Schwächen: Wie bei allen Modellen mit Wechselbeschränkung besteht für den Staat \r\nin diesem Modell keine unmittelbare Kontrolle über Rückzahlungen, die über dieses \r\nModell generiert werden. Auch eine Steuerungsmöglichkeit der Attraktivität des Ab\u0002schlusses von PPA besteht nur im Rahmen etwaiger Fallback-Optionen. \r\nVorgegebene Wechselintervalle zwischen PPA und CfD\r\n• Stärken: Die Nutzung von Wechselintervallen stellt zunächst einen administrativ ein\u0002fach umzusetzenden Ansatz dar, der nah am aktuellen System liegt. Über die Vor\u0002gabe der Intervalllänge hat der Staat ein einfach zu modifizierendes Steuerungsele\u0002ment für die Attraktivität des Wechsels in den PPA und für die Risikoübernahme. \r\nDurch die vorgegebene Mindestlänge des PPA werden die Auswirkungen einer\r\nWechseloptionen zwischen CfD-Förderung und PPAs\r\n©2024 Guidehouse Inc. Seite 31\r\nUmgehung der Rückzahlungsverpflichtung reduziert, da bei längeren Wechselinter\u0002vallen die Wahrscheinlichkeit besteht, dass auch Förderphasen in die PPA-Laufzeit \r\nfallen. Hierdurch können ggf. entgangene Rückzahlungen durch eingesparte Förde\u0002rung ausgeglichen werden. \r\n• Schwächen: Zwar reduziert die vorgegebene Mindestlänge möglichen Auswirkun\u0002gen einer Umgehung der Rückzahlungsverpflichtung. Hierbei ist es jedoch unwahr\u0002scheinlich, dass potenzielle (in Krisen sehr) hohe Mehrgewinne durch spätere Ein\u0002sparungen ausgeglichen werden können. Dieser Effekt lässt sich nur durch länger\u0002fristige Wechselintervalle von beispielsweise 5 Jahren adäquat ausgleichen.\r\nZusammenfassung\r\nDie Diskussion zeigt, dass alle Wechselmodelle bestimmte Vor- und Nachteile aufweisen\r\nund keines der Modelle als eindeutig beste Option herausgestellt werden kann. Mit der Nut\u0002zung von Wechselmodellen können unterschiedliche politischen Zielsetzungen verfolgt wer\u0002den, welche von den einzelnen Wechselmodellen unterschiedlich gut erfüllt werden. Aus\u0002schlaggebend für die Wahl des Wechselmodells ist dementsprechend, welches politische \r\nZiel im Vordergrund steht.\r\nIn der folgenden Tabelle sind die Wechselmodelle den politischen Zielen zugeordnet, die sie \r\nbesonders stark erfüllen.\r\nPolitisches Ziel Wechselmodell mit\r\nstarker Erfüllung des Ziels\r\nFörderung Industrie ✓ Preisdeckelung\r\nAufrechterhaltung der Rück\u0002zahlungsverpflichtung und Ver\u0002hinderung von Zufallsgewinnen\r\n✓ Preisdeckelung\r\n✓ relative Abschöpfung\r\nMarkt- und Systemintegration \r\nder Erneuerbaren Energien\r\n✓ Preisdeckelung\r\n✓ Abschöpfung: fixe/relativ\r\n✓ Wechselbeschränkung: von CfD in PPA (einfacher \r\nWechsel)\r\n✓ Wechselintervalle\r\nInvestitionsanreize \r\nund \r\nInvestitionssicherheit\r\n✓ Abschöpfung: fixe/relativ\r\n✓ Wechselbeschränkung: von CfD in PPA (zweifa\u0002cher Wechsel) und von PPA in CfD (einfacher \r\nWechsel)\r\n✓ Wechselintervalle\r\nAbschließend ist anzumerken, dass die bewerteten Wechselmodelle im Rahmen dieser Stu\u0002die nicht auf ihre europarechtliche Kompatibilität hin geprüft worden sind. Hierfür müsste be\u0002wertet werden, ob die sich aus dem EU-Beihilferecht ergebende Rückzahlungsvorgabe in \r\neinem CfD-System mit den diskutierten Wechseloptionen als erfüllt angesehen werden \r\nkann. Je nach Auslegung der Richtlinie besteht das Risiko, dass die Einführung der Wech\u0002selmöglichkeiten als Aushebelung der CfD-Funktion eingeschätzt wird. Damit wären die Op\u0002tionen mit Blick auf potenzielle Überförderung zu bewerten. Neben dem Beihilferecht muss \r\nauch die Vorgabe aus der EU-Strommarktrichtlinie beachtet werden, dass die Einbeziehung \r\nvon PPAs „marktbasiert\" erfolgen muss. Die Einbettung von PPAs in ein CfD-Fördersystem \r\nkönnte gegen diese Vorgabe sprechen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012105","regulatoryProjectTitle":"Green Planet Energy setzt sich für systemdienliche und nachhaltige Rahmenbedingungen für den Betrieb und den Einsatz flexibler Kraftwerke ein.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1c/59/373685/Stellungnahme-Gutachten-SG2411140008.pdf","pdfPageCount":25,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Konsultation Kraftwerkssicherheitsgesetz\r\nSäule 1: Wasserstofffähige Gaskraftwerke und Langzeitspeicher\r\n1. Wie bewerten Sie die Beihilfefähigkeit der im Konsultationsdokument\r\nbeschriebenen Maßnahmen? (2.000 Zeichen)\r\nDas KWSG ist insofern beihilferechtlich problematisch, als dass die erste Säule der \r\nAusschreibung als Dekarbonisierungsmaßnahme angegeben ist. Analysen des Forums \r\nÖkologische-Soziale Marktwirtschaft (FÖS) haben ergeben, dass die \r\nVermeidungskosten in diesem Segment fragwürdig sind (Siehe Link zur Studie). Es ist \r\ndaher fraglich, inwiefern der Neubau als Beitrag zum Klimaschutz und somit unter dem \r\nKapitel der Dekarbonisierung beihilferechtlich zu prüfen ist.\r\n2. Stimmen Sie zu, dass Wasserstoff langfristig eine nachhaltige, sichere und \r\nkosteneffiziente Langzeitspeicher-Technologie ist, die den Kraftwerkspark \r\ndekarbonisieren kann? (2.000 Zeichen)\r\nDiese Aussage trifft in dieser Form nur auf Grünen Wasserstoff zu. Eine Nutzung von \r\nBlauem Wasserstoff ist je nach Methan-Förderung, Methan-Leckagen, \r\nTransportdistanzen, CCS-Abscheidungsquoten und CO2-Speicher-Leckagen ggf. \r\nsogar mit höheren Emissionen verbunden als die direkte Erdgasnutzung.\r\nZudem ist es essenziell, begrenzte Wasserstoffmengen möglichst effizient zu nutzen. \r\nDaher ist es richtig, dass die OPEX-Förderungen geringe Stunden (800 Std/a) maximal\r\nfördern und nur 200 Std/a als Mindestbetriebsstunden gefordert werden.\r\nGleichzeitig sollte das KWSG eng mit der Nutzung weiterer Flexibilitäten gedacht \r\nwerden, um Anreize für dynamische Verbräuche und den Einsatz weiterer erneuerbarer\r\nFlexibilitäten nicht zu reduzieren.\r\n3. Teilen Sie die Ansicht, dass die Förderung auf die in der nationalen \r\nWasserstoffstrategie genannten Wasserstofffarben beschränkt werden sollte? \r\n(2.000 Zeichen)\r\nWie das Konsultationsdokument anmerkt, bietet das KWSG eine Chance, den Hochlauf \r\nder Grünen Wasserstoffwirtschaft effektiv zu unterstützen. Allerdings bietet die aktuelle \r\nAusgestaltung das Risiko eines fossilen Lock-Ins und stellt damit auch eine Gefahr für \r\ndie nationalen Klimaschutzziele dar. Selbst bei identischen spezifischen Emissionen darf \r\nerneuerbarer Wasserstoff nicht mit fossilem gleichgesetzt werden.\r\nDie aktuelle Ausgestaltung unterscheidet jedoch beim Erhalt der Förderung nicht \r\nzwischen strombasiertem und erdgasbasiertem Wasserstoff, wodurch das Risiko einer \r\nerheblichen Nachfrage nach Blauem Wasserstoff entsteht. Da die Kraftwerke teils erst \r\n2033 in Betrieb gehen müssen, ist das aktuelle Design darauf ausgelegt, dass fossiler \r\nWasserstoff trotz der ökonomischen, ökologischen und sozialen Kosten der \r\nErdgasförderung noch bis 2045 in der gleichen Form staatlich gefördert wird wie Grüner\r\nWasserstoff. Für Betreiber gibt es keinen finanziellen Anreiz Grünen Wasserstoff zu \r\nnutzen.\r\nUm das Ziel der Dekarbonisierung bestmöglich zu erreichen, muss die \r\nBrennstoffkostenförderung der H2-ready-Gaskraftwerke so gestaltet sein, dass ein \r\nBezug von erneuerbarem Grünen Wasserstoff angereizt wird. Ebenso sollte das \r\nFörderdesign so angepasst werden, dass auch bei Wasserstoffsprinterkraftwerken ein \r\nBezug von Grünem Wasserstoff (finanziell) angereizt wird.\r\nDie staatliche Förderung von fossilem Wasserstoff sollte grundsätzlich vermieden \r\nwerden. Mindestens muss sie aber im Einklang mit den Klimaschutzzielen ausgestaltet \r\nwerden und dementsprechend 2035 enden.\r\n4. Wie bewerten Sie diese Einschätzung des Bundesministeriums für Wirtschaft und \r\nKlimaschutz bezüglich der Methodik und Schätzung der Subvention pro \r\nvermiedener Tonne Emissionen in CO2-Äquivalenten? Haben Sie \r\nVerbesserungsvorschläge zur Methodik? (3.500 Zeichen)\r\nDie Annahmen der Berechnungen gehen bisher nur unzureichend aus dem \r\nKonsultationsdokument hervor. Die dort skizzierten Szenarien A und B resultieren \r\nlediglich in unterschiedlichen spezifischen CO2-Emissionen des Referenzstrommixes.\r\nFür eine Beurteilung der verbleibenden den Berechnungen zugrunde liegenden\r\nAnnahmen bedarf es weiterer Ausführung bzw. transparenterer Szenarien (Siehe Link \r\nzur Studie von FÖS). Dies betrifft insbesondere:\r\n1) Höhe der staatlichen Förderung\r\nHier wäre eine Spannbreite der Fördersummen in Milliardenhöhe angebracht. Aktuell \r\nwird davon ausgegangen, dass 5 GW neue H2-ready Kraftwerke mit 1.440.000 €/MW\r\ngefördert werden. Bei 2 GW Umrüstungen sind es 800.000 €/MW und bei 500 MW \r\nSprinter 1.200.000 €/MW.\r\nAus dem Dokument geht nicht hervor, mit welchen Gesamtinvestitionskosten und \r\nwelchen Förderquoten das BMWK rechnet. Dies erschwert auch eine Beurteilung der \r\nObergrenze der Gebote von 80 % der Kosten eines Referenzkraftwerks.\r\nZur Schätzung der Subvention pro vermiedener Tonne Emissionen in CO2-Äquivalenten\r\nsollte hier mit Bandbreiten gerechnet werden.\r\n2) Annahmen zu produzierten Strommengen\r\nDie produzierten Strommengen werden in beiden Szenarien identisch mit 56 TWh aus \r\nWasserstoff und 232 TWh aus Erdgas angegeben. Hier ist fraglich, ob die erhebliche \r\nStromproduktion aus Erdgas im Einklang mit den deutschen Klimaschutzzielen steht.\r\nInsbesondere in Anbetracht dessen, dass in den bisherigen Berechnungen die \r\nEmissionen der Vorkette der Erdgasproduktion nicht berücksichtigt werden. Zudem \r\nsollte auch hier eine Bandbreite in Abhängigkeit der Szenarien angewendet werden.\r\n3) „Verdrängte“ Strommenge\r\nEs ist nicht realistisch, dass die produzierte Strommenge der hier auszuschreibenden \r\nKraftwerke gänzlich CO2-intensiveren Strom aus dem Netz drängt. Einerseits kann dies \r\nin einem dynamischen System nicht garantiert werden, insbesondere falls neue \r\nKraftwerke nicht systemdienlich platziert werden oder zu einem ineffizienten Dispatch \r\nangereizt werden. Andererseits kann die preisreduzierende Wirkung des Dispatches \r\neinen zusätzlichen Strombezug anreizen.\r\n4) Verdrängter Referenzstrommix\r\nDie aus den beiden Szenarien A und B resultierenden Emissionsfaktoren scheinen \r\nplausibel, sollten allerdings aufgrund der Länge des betrachteten Zeitraums (2029-\r\n2045) modelliert werden. Zudem ist zu prüfen, ob die Szenarien im Einklang mit den \r\nnationalen Klimaschutzzielen stehen.\r\nZusammenfassend sind die angegebenen Schätzungen der Subvention pro \r\nvermiedener Tonne Emissionen in CO2-Äquivalenten mit großer Wahrscheinlichkeit zu \r\npositiv (niedrig) angegeben und bedürfen vertiefender Analysen.\r\nGreen Planet Energy hat die Schätzungen im Rahmen einer Analyse des Forums für \r\nÖkologisch-Soziale Marktwirtschaft prüfen lassen. Die Analyse ist unter diesem Link\r\nabrufbar.\r\n5. Wie bewerten Sie die unter Abschnitt B. „Ausschreibung und Förderdesign“ \r\nskizzierte Ausgestaltung bzw. die Ausgestaltungsoptionen der \r\nFördermaßnahmen? (3.500 Zeichen)\r\nDie aktuelle Ausgestaltung unterscheidet beim Erhalt der Förderung nicht zwischen \r\nstrombasiertem und erdgasbasiertem Wasserstoff, wodurch das Risiko einer \r\nerheblichen Nachfrage nach Blauem Wasserstoff entsteht. Da die Kraftwerke teils erst \r\n2033 in Betrieb gehen müssen, ist das aktuelle Design darauf ausgelegt, dass fossiler \r\nWasserstoff trotz der ökonomischen, ökologischen und sozialen Kosten der \r\nErdgasförderung noch bis 2045 in der gleichen Form staatlich gefördert wird wie Grüner \r\nWasserstoff. Für Betreiber gibt es keinen finanziellen Anreiz Grünen Wasserstoff zu \r\nnutzen. Um das Ziel der Dekarbonisierung bestmöglich zu erreichen, muss die \r\nBrennstoffkostenförderung der H2-ready-Gaskraftwerke so gestaltet sein, dass ein \r\nBezug von erneuerbarem Grünen Wasserstoff angereizt wird. \r\nEin Überangebot und eine Überförderung zentraler Kapazitäten stellen ein Risiko für \r\nInvestitionen in kleinere, dezentrale aber andererseits systemeffizienterer Flexibilitäten \r\ndar. Gaskraftwerke könnten grüne Flexibilitäten wie z.B. Batterien “outcrowden”. Daher \r\nsollte das Volumen der Ausschreibung als auch die Höhe der Förderung stets in \r\nAnbetracht des dezentralen Flexibilitätsangebots kritisch geprüft werden. Aufgrund der \r\nmangelnden Kostentransparenz ist unklar, welche fossilen Förderkosten entstehen \r\n(siehe FÖS Analyse). Zusammenfassend sind die angegebenen Schätzungen der \r\nSubvention pro vermiedener Tonne Emissionen mit großer Wahrscheinlichkeit zu positiv \r\n(niedrig) angegeben und bedürfen vertiefenden Analysen. Insbesondere bei der zweiten \r\nSäule des KWSG besteht somit das Risiko, dass dies fälschlicherweise als wirksame und \r\nökonomisch effiziente Klimaschutzmaßnahme interpretiert wird. Es ist unbedingt \r\nnotwendig, den Abschöpfungsmechanismus sinnvoll zu gestalten, um Übergewinne zu \r\nverhindern. Dies ist auch relevant mit Blick auf den Kapazitätsmechanismus, in dem \r\ngrüne dezentrale Flexibilitäten mit fossilen Gaskraftwerken im Wettbewerb stehen und \r\nin keinem Fall diskriminiert werden dürfen.\r\n6. Teilen Sie die Einschätzung des BMWK, dass die dargestellten zwei Anlagentypen \r\n(wasserstofffähige Gaskraftwerke und Sprinter) in zwei unterschiedlichen \r\nVerfahren ausgeschrieben werden sollten? (2.000 Zeichen)\r\nJa. Bei den Anlagentypen handelt es sich um unterschiedliche Technologien mit \r\nverschiedenen Technologie-Reifegraden. Daher ist mit anderen Ausfallrisiken und \r\nFörderbedarfen zu rechnen. Zudem unterscheiden sich wahrscheinlich auch die \r\nInvestitionskosten sowie die Fremdkapitalkosten. Schließlich unterscheiden sich die \r\nAnlagentypen erheblich in der Emissionsintensität. \r\nDaher sind sowohl unterschiedliche Mindestanforderungen, Fördermechanismen und \r\ndamit Ausschreibungen sinnvoll.\r\n7. Stimmen Sie zu, dass die gewählte Aufteilung der Ausschreibungsmengen für \r\nwasserstofffähige Gaskraftwerke (Abschnitt B.I), für Sprinterkraftwerke \r\n(Abschnitt B.II) und für Langzeitstromspeicher (Abschnitt B.III) eine möglichst \r\nkostengünstige Dekarbonisierung des Kraftwerkparks erlaubt? (2.000 Zeichen)\r\nGrundsätzlich ist das Herauslösen von einzelnen Kraftwerken und Technologien aus \r\ndem Marktgeschehen kein effizienter Weg. Aufgrund von Marktunvollkommenheiten \r\n(Missing-Money Problem) wurden allerdings in der Vergangenheit nicht ausreichend \r\nInvestitionen in flexible Kraftwerke getätigt. Dies liegt auch an der Erwartung von \r\nInvestoren an Subventionierung von Kraftwerken im Rahmen einer Kraftwerksstrategie\r\noder eines Kapazitätsmechanismus. Vor diesem Hintergrund ist es verständlich, dass \r\nsind zum jetzigen Zeitpunkt Förderung von wasserstofffähigen Technologien prinzipiell \r\ngetätigt werden, um den Hochlauf dieser Technologie zu erproben. Dies stellt jedoch \r\nnicht den kostengünstigsten Weg dar.\r\n8. Wie bewerten Sie die unter Abschnitt B. skizzierte Ausgestaltung der Maßnahmen \r\nin Hinblick auf die Parameter des Verfahrens zur Bewilligung der Beihilfen und auf \r\ndie Ermöglichung von Wettbewerb zwischen verschiedenen Arten von \r\nBeihilfeempfängern? (3.500 Zeichen)\r\nDie Maßnahmen können grundsätzlich dazu beitragen, das Stromsystem zu \r\ndekarbonisieren.\r\nAllerdings bietet die aktuelle Ausgestaltung das Risiko eines fossilen Lock-Ins und stellt \r\ndamit auch eine Gefahr für die nationalen Klimaschutzziele dar. Die aktuelle \r\nAusgestaltung unterscheidet beim Erhalt der Förderung nicht zwischen strombasiertem \r\nund erdgasbasiertem Wasserstoff, wodurch das Risiko einer erheblichen Nachfrage \r\nnach Blauem Wasserstoff entsteht. Da die Kraftwerke teils erst 2033 in Betrieb gehen \r\nmüssen, ist das aktuelle Design darauf ausgelegt, dass fossiler Wasserstoff trotz den \r\nökonomischen, ökologischen und sozialen Kosten der Erdgasförderung noch bis 2045\r\nin der gleichen Form staatlich gefördert wird wie Grüner Wasserstoff. \r\nUm das Ziel der Dekarbonisierung bestmöglich zu erreichen, muss die \r\nBrennstoffkostenförderung der H2-ready-Gaskraftwerke so gestaltet sein, dass ein \r\nBezug von erneuerbarem Grünen Wasserstoff angereizt wird.\r\nZudem stellt die staatliche Förderung von zentralen Kapazitäten eine Gefahr für eine \r\neffiziente Energiewende dar. Der bisherige Erfolg der deutschen Energiewende beruht \r\nin erheblichem Maße darauf, dass das System sich von einem zentralen hin zu einem \r\ndezentraleren entwickeln konnte. Es beruht ebenso darauf, dass die notwendigen \r\nInvestitionen von einer breiten Gruppe geprägt von hoher Akteursvielfalt getätigt werden \r\nkonnten. \r\nEin Überangebot und eine Überförderung zentraler Kapazitäten stellen ein Risiko für \r\nInvestitionen in kleinere, dezentrale aber andererseits systemeffizienterer Flexibilitäten \r\ndar. Daher sollte das Volumen der zentralen Ausschreibung als auch die Höhe der \r\nFörderung stets in Anbetracht des dezentralen Flexibilitätsangebots kritisch geprüft \r\nwerden.\r\n9. Wie schätzen Sie das Risiko von Wettbewerbsverzerrungen auf den \r\nStrommärkten durch die gezielte Förderung neuer Kraftwerke ein? (2.000 \r\nZeichen)\r\nBei der Ausgestaltung der Fördermaßnahmen muss gewährleistet sein, dass Strom aus \r\nErdgas mithilfe der Merit-Order nicht vor erneuerbaren Flexibilitäten eingesetzt wird. \r\nDas Risiko der Wettbewerbsverzerrung ist zudem in großem Maße davon abhängig, wie \r\ndiese zentrale Komponente des KWSG im Fall eines kombinierten Kapazitätsmarkts mit \r\nder dezentralen Komponente interagiert. Die Marktmacht von Betreibern großer \r\nzentraler Kraftwerke darf nicht dazu führen, dezentrale Kapazitäten aus dem Markt zu \r\ndrängen.\r\nEs muss zudem ein Level-Playing Field für Erneuerbare Technologien und EE\u0002Flexibilitäten sichergestellt werden.\r\n10. Gibt es aus Ihrer Sicht Gründe, gezielt neue Anlagen zu fördern? (2.000 Zeichen)\r\nDie Förderung neuer Anlagen bietet die Möglichkeit, bei deren Standortwahl die Aspekte \r\nSystemdienlichkeit und langfristige Netzverträglichkeit zu berücksichtigen. Ggf. kann \r\ndaher eine gesonderte Einbeziehung der BNetzA und/oder der ÜNB sinnvoll sein. Auch \r\nim netztechnischen Süden können Kraftwerksstandorte nicht systemdienlich verortet\r\nsein, sondern im Gegenteil, lokale oder regionale Netzengpässe verstärken. Dies gilt es \r\nzu berücksichtigen.\r\nEs sollte außerdem dringlich vermieden werden, dass Kraftwerke mit hohen Leistungen \r\nan Standorten entstehen, an denen diese Leistung aufgrund von aktuellen oder \r\nzukünftigen Netzengpässen nicht abgerufen werden kann; insbesondere zu Zeitpunkten \r\nder Stromknappheit. Stattdessen sollte die Förderung neuer Kraftwerke im Hinblick einer \r\nintegrierten Netzplanung und im Einklang mit Netzentwicklungsplänen erfolgen.\r\n11. Ist aus Ihrer Sicht ein Interessenbekundungsverfahren sinnvoll und erforderlich? \r\nGibt es aus Ihrer Sicht eine geeignetere Alternative? (2.000 Zeichen)\r\nN / A\r\n12. Für die Sprinterausschreibungen wurde ein Vergütungsmodell vorgeschlagen \r\n(Marktprämien-Modell, vgl. Abschnitt B. II, Nr. 2 a ). Als alternatives Modell wurde \r\neine Investitionskostenförderung (mit einem Brennstoff-CfD, vgl. Abschnitt B.II, \r\nNr. 2 b) dargestellt. Wie bewerten Sie die beiden Modelle:\r\na. Um die Kosten der Förderung auf das notwendige Minimum zu reduzieren?\r\nb. Um den Wettbewerb auf den Elektrizitätsmärkten so wenig wie möglich zu \r\nbeeinträchtigen und um das Ziel der Maßnahme, Strom aus fossilen \r\nKraftwerken aus der Merit-Order zu verdrängen, zu erreichen (bitte \r\ndifferenzieren Sie zwischen den verschiedenen Märkten wie Intraday, Day\u0002ahead etc.)?\r\nc. Mit Blick auf die Systemeffizienz, um die Ziele der Maßnahmen zu \r\nerreichen? (3.500 Zeichen)\r\na. Wahrscheinlich wird zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme der \r\nWasserstoffsprinterkraftwerke noch kein funktionaler oder ausreichend liquider \r\nWasserstoffmarkt operativ sein. Daraus resultiert, dass die meisten \r\nSprinterkraftwerke wahrscheinlich mithilfe einzelner Lieferverträge mit Wasserstoff \r\nbeliefert werden. In diesem Kontext stellen CfD eine Gefahr für Überförderungen \r\ndar, sollte der Referenzpreis oberhalb der realen, individuellen \r\nWasserstoffbezugskosten liegen. \r\nDiese Konstellation kann insbesondere im Fall von großen Kraftwerken, großen \r\nKraftwerksbetreibern oder großen Lieferanten bestehen, welche wahrscheinlich \r\ngünstiger Wasserstoff beziehen bzw. anbieten können. \r\nEbenso stellen CfD je nach Referenzpreis ggf. nur geringe Anreize für niedrige \r\nWasserstoffbezugskosten dar.\r\nSollten Gebote hingegen den anzulegenden Wert betreffen, stellt dies einen Anreiz \r\nfür einen möglichst günstigen Wasserstoff-Bezug bzw. für eine günstige \r\nWasserstoffproduktion dar, um möglichst niedrige Gebote platzieren zu können. Da \r\ndie jährliche Pauschalzahlung vor Gebotsabgabe allen Interessenten bekannt ist, \r\nbesteht im Fall der gleitenden Marktprämie ebenfalls ein Anreiz für möglichst \r\ngeringe Investitionskosten.\r\nDaher ist das Marktprämien-Modell vorzuziehen.\r\nb. Es ist nachvollziehbar, dass die Abschöpfung der Sprinterkraftwerke zunächst \r\nerzeugungsabhängig erfolgt, um mögliche technische Ausfallrisiken zu \r\nberücksichtigen. Dennoch besteht durch die Einführung eines Claw-Backs das \r\nRisiko, dass der Anreiz entfällt, bei noch höheren Strompreisen zu produzieren; \r\ngerade dann, wenn der Dispatch am dringendsten benötigt wird. Der Prozentwert, \r\num den der Auslösepreis oberhalb des anzulegenden Werts liegt, sollte daher nicht \r\nzu gering sein.\r\nVerzerrungen am Intraday-Markt sind grundsätzlich nicht auszuschließen. Aufgrund \r\nder begrenzten Leistung der Sprinterkraftwerke sollte dieser Effekt jedoch nicht \r\nüberschätzt werden.\r\nc. Das Marktprämien-Modell bietet ggf. einen höheren Anreiz, dass individuelle \r\nAbnahmeverträge mit Wasserstofflieferanten regional und in Deutschland \r\nabgeschlossen werden. Das Marktprämien-Modell setzt damit Anreize für den \r\nnationalen Wasserstoffhochlauf eher als das CfD-Modell.\r\nWenn die Förderung für den Bezug von Grünem Wasserstoff zusätzlich höher \r\nausgestaltet wird als für einen Bezug von fossilem Blauem Wasserstoff, kann die \r\nZielstellung der CO2-Einsparungen besser erreicht werden.\r\n13. Für sämtliche Ausschreibungen soll ein Rückforderungsverfahren (Clawback\u0002Mechanismus, für wasserstofffähige Gaskraftwerke vgl. Abschnitt B.I, Nr.2 b, für \r\nSprinterkraftwerke vgl. B.II, Nr. 2 d und für Langzeitstromspeicher vgl. B.III, Nr. 2 \r\na) etabliert werden, welches sicherstellt, dass keine Überförderung eintritt.\r\na. Wie bewerten Sie das skizzierten Verfahren zur erzeugungsabhängigen \r\nbzw. -unabhängigen Abschöpfung?\r\nb. Welche Variante ist aus Ihrer Sicht vorzuziehen?\r\nc. Sollten in den Maßnahmen unter 4.1 und 4.8 KUEBLL unterschiedliche \r\nMechanismen oder derselbe Clawback-Mechanismus angewendet \r\nwerden?\r\nd. Haben Sie konkrete Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung des \r\nAbschöpfungsmechanismus für eine oder alle Maßnahmen?\r\ne. Welcher Zeitraum sollte von der Abschöpfung umfasst sein – denkbar wäre \r\nzum Beispiel der Zeitraum der CAPEX-Förderung, der OPEX-Förderung \r\noder der gesamten Förderung? (3.500 Zeichen)\r\na) Die Abschöpfungsverfahren sind jeweils nachvollziehbar dargestellt und funktional. \r\nFür eine abschließende Bewertung bedarf es einer ausführlichen Darstellung der \r\nParametrisierung im Fall einer erzeugungsabhängigen Abschöpfung, um Fehlanreize \r\nfür einen effizienten Dispatch zu vermeiden. \r\nb) Erdgaskraftwerke, auch die der ersten Säule des KWSG, sollten \r\nerzeugungsunabhängig abgeschöpft werden (Variante B). Die Kraftwerke stellen ein \r\nwichtiges Element zu Zeitpunkten von Stromknappheit dar und sollten daher gerade \r\nbei sehr hohen Preisen auf unverzerrte Marktsignale reagieren können und müssen. \r\nAktuell ist nicht damit zu rechnen, dass H2-ready Kraftwerke im Erdgasbetrieb \r\nerheblichen Risiken der Nichtverfügbarkeit ausgesetzt sind. Zudem ist das \r\nRückzahlungsrisiko aufgrund des hoch angesetzten Auslösepreises >430 €/MWh \r\nüberschaubar und für Betreiber kalkulierbar.\r\nc) Erdgaskraftwerke der zweiten Säule (4.8 KUEBLL) sind voraussichtlich noch \r\ngeringeren technischen Risiken, bzw. Nicht-Verfügbarkeiten ausgesetzt. Diese \r\nsollten daher erzeugungsunabhängig abgeschöpft werden.\r\nd) Nein.\r\ne) Um eine Überförderung zu vermeiden, sollte der Zeitraum der Abschöpfung der \r\ngesamten Förderdauer (CAPEX & OPEX) entsprechen.\r\nSiehe hierzu auch Frage 14 Säule 2\r\n14. Ist der Day-ahead-Markt aus Ihrer Sicht ein geeigneter Referenzmarkt für die \r\nBeurteilung, ob ein Wasserstoffkraftwerk fossile Brennstoffe ersetzt?\r\nWenn nicht, welchen alternativen Markt würden Sie vorschlagen? (2.000 \r\nZeichen)\r\nDer Day-Ahead-Markt stellt zum aktuellen Zeitpunkt mithilfe der Merit-Order eine gute \r\nIndikation für den Kraftwerkseinsatz dar. In Abhängigkeit der energiewirtschaftlichen \r\nEntwicklungen kann ggf. aber auch der Intraday-Markt dies verstärkt abbilden. Dies \r\nsollte zukünftig fortlaufend geprüft werden.\r\nWichtig ist zudem, dass erneuerbare Kapazitäten im Redispatch oder anderen \r\nNetzstabilisierungsmaßnahmen vor fossilen Alternativen abgerufen werden.\r\n15. Wie beurteilen Sie die vorgegebenen förderfähigen Vollbenutzungsstunden in \r\nbeiden Maßnahmen (wasserstofffähige Gaskraftwerke und \r\nWasserstoffsprinterkraftwerke)? (2.000 Zeichen)\r\nDie förderfähigen Vollbenutzungsstunden erscheinen angemessen. Der Wert darf \r\nallerdings nicht zu weit erhöht werden, um eine Überförderung zu verhindern. Zudem \r\nwürden in diesem Fall ggf. geförderte zentrale Flexibilitäten vor effizienten dezentralen \r\ngenutzt.\r\n16. Für wasserstofffähige Gaskraftwerke ist die Übertragbarkeit nicht abgerufener \r\nförderfähiger Brennstoffmengen bzw. Vollbenutzungsstunden über den \r\nvierjährigen Förderzeitraum der Betriebskostenförderung hinaus begrenzt.\r\nIst das aus Ihrer Sicht eine unter Anreizgesichtspunkten in Bezug auf die Nutzung \r\nder Brennstoffmengen bzw. Volllaststunden sinnvolle Lösung? (2.000 Zeichen)\r\nN/A\r\n17. Wie beurteilen Sie die Beschränkung auf 100% Wasserstoffbetrieb?\r\nHalten Sie eine 2% Verunreinigungsregel für angemessen? (2.000 Zeichen)\r\nN/A\r\n18. Wie beurteilen Sie den Umstand, dass nach dem verpflichtenden Umstiegsdatum \r\nneben dem Wasserstoffbetrieb kein bivalenter Betrieb mit Erdgas ermöglicht wird \r\n(vgl. Abschnitt B.I. Nr. 1b)? (2.000 Zeichen)\r\nAn diesem Umstand sollte festgehalten werden. Andernfalls droht, dass das KWSG das \r\nZiel verfehlt, den Wasserstoffhochlauf durch eine kalkulierbare Nachfrage anzureizen. \r\nZudem könnten Kraftwerke dann technisch so umgesetzt werden, dass diese z.B. nur \r\n50 % Wasserstoff-Beimischung erlauben. \r\nVor allem aber droht durch eine Öffnung für den bivalenten Betrieb eine langfristiger, \r\ngroßskaliger Einsatz von Erdgas und dadurch nicht zuletzt ein Verfehlen der nationalen \r\nKlimaschutzziele.\r\n19. Wie beurteilen Sie die Vorgabe einer 90% Abscheidungsquote bei Anwendung \r\nvon CCS falls der Umstieg auf Wasserstoff nicht möglich ist? (2.000 Zeichen)\r\nCCS sollte prinzipiell vor allen Dingen bei Residualemissionen eingesetzt werden. Es darf \r\nnicht als Technologie genutzt werden, um einen fossilen Kraftwerksbetrieb länger zu \r\nermöglichen als unbedingt notwendig.\r\n20. Welcher durchschnittliche Wirkungsgrad sollte Ihrer Meinung nach im Rahmen \r\ndes Contracts for Difference für die Berechnung der zu fördernden \r\nBrennstoffmenge angenommen werden. (vgl. Abschnitt B.I.2.a) (Auswahl + \r\n2.000 Zeichen)\r\nAuswahl:\r\na. <50%\r\nb. 50-60%\r\nc. >60% (X)\r\nIn GuD-Kraftwerken werden bereits Wirkungsgrade > 60 % erzielt. Ein hoher Wert reizt \r\neinerseits hohe Effizienzen der gebauten Kraftwerke an. Andererseits bieten hohe \r\nWirkungsgrad zudem den Anreiz für Betreiber, auch die Abwärmenutzung zu prüfen, \r\num somit den Nutzungsgrad der knappen erneuerbaren Gase zusätzlich zu erhöhen.\r\n21. Wie sehen Sie die pauschale Finanzierung einer festen Brennstoffmenge? (2.000 \r\nZeichen)\r\nEine pauschale Finanzierung bietet Anreize für hohe Wirkungsgrade, siehe vorherige \r\nAntwort.\r\nZudem bedeutet diese Ausgestaltung der Finanzierung einen geringeren bürokratischen \r\nAufwand, um zu verhindern, dass die CfD-Vergütung ausgenutzt wird. \r\nBei einer individuellen Finanzierung der Brennstoffmenge müssten individuelle \r\nWirkungsgrade berücksichtigt werden. Betreiber könnten niedrigere Wirkungsgrade \r\nangeben, um die geförderte Brennstoffmenge zu erhöhen. Zudem haben diese weniger \r\nAnreiz für einerseits innovative, hocheffiziente Wärmekraftwerke und andererseits die \r\nNutzung der Abwärme.\r\n22.Müssen aus Ihrer Sicht die Unterschiede zwischen den Netzentgelten für Erdgas \r\nund Wasserstoff im Rahmen der CfD-Berechnung berücksichtigt werden oder \r\nmacht die Deckelung der Wasserstoffentgelte auf ein marktgängiges Niveau \r\ndurch das Wasserstoffamortisationskonto eine Berücksichtigung entbehrlich?\r\n(2.000 Zeichen)\r\nIm Fall einer großen Diskrepanz der jeweiligen Netzentgelte kann eine Berücksichtigung \r\nunter der Voraussetzung eines überschaubaren bürokratischen Aufwands sinnvoll sein. \r\nDie Notwendigkeit einer Berücksichtigung sollte in den folgenden Jahren wiederholt \r\n(z.B. 2028, 2032, 2036) anhand der realen Niveaus der Netzentgelte geprüft werden.\r\n23.Zu den Ausschreibungen für wasserstofffähige Gaskraftwerke sollen nur solche \r\nProjekte zugelassen werden, die sich in räumlicher Nähe zum Wasserstoff-\r\nKernnetz befinden (vgl. Abschnitt B.I. Nr. 1 d). Mit welcher maximalen Entfernung \r\n(Luftlinie in km) sollte diese „räumliche Nähe“ aus Ihrer Sicht definiert werden und \r\nweshalb? (Auswahl + 2.000 Zeichen)\r\n• Auswahl\r\no <20 km\r\no 20 (X)\r\no 30\r\no 50\r\no >50\r\n24. In den Ausschreibungen für umrüstbare Wasserstoffkraftwerke wurde ein \r\nBonusmodell für die regionale Steuerung der Kraftwerke vorgeschlagen, vgl. \r\nAbschnitt B.I. Nr. 1 e. Ist dieses Modell aus Ihrer Sicht geeignet? (2.000 Zeichen)\r\nDer vorgeschlagene Südbonus birgt die Gefahr von strategischen Geboten. \r\nInteressenten für Kraftwerke in den Bundesländern des netztechnischen Südens \r\nkönnten im ersten Gebotstermin erhöhte Gebote abgeben, um dank des Südbonus eine \r\nniedrigere Zuschlagskennziffer und somit einen Zuschlag zu erzielen. Sollte aufgrund \r\ndes höheren Gebots kein Zuschlag erfolgen, können Interessenten das Gebot \r\nsukzessive in den nächsten Gebotsterminen verringern.\r\nSomit kann der Bonus in der jetzigen Form dazu führen, dass sich das Fördervolumen \r\ninsgesamt erhöht. \r\nZudem stellt dieses Instrument ein sehr grobes Mittel zur Steuerung der Standorte dar, \r\ndas nicht zwangsläufig dazu beiträgt, Kraftwerke systemdienlich zu verorten. \r\nBeispielsweise könnten so weiterhin Kraftwerke vor wichtigen nationalen \r\nNetzengpässen platziert werden, welche im schlimmsten Fall durch den Dispatch einen \r\nzusätzlichen Redispatch auslösen (siehe Frage 15, Säule 2).\r\n25.Sehen Sie Alternativen zur regionalen Differenzierung, wo ein Kraftwerkszubau \r\nmöglichst systemdienlich ist anstelle der gewählten Aufteilung nach Ländern, vgl. \r\nAbschnitt B.I. Nr. 1 e?\r\na. Wenn ja, welche?\r\nb. Ist die Aufteilung ein Drittel vs. zwei Drittel zwischen netztechnischem \r\nNorden und Süden angemessen? \r\nc. Wie bewerten Sie die Einteilung der Bundesländer für den \r\n„netztechnischen Süden“? (3.500 Zeichen)\r\na. Im Idealfall erfolgt eine Standortbestimmung großer Kraftwerke im Einklang mit \r\nNetzentwicklungsplänen. Beispielsweise könnte die Gebotsreihung statt mithilfe \r\neines Südbonus anhand einer Bewertung der BNetzA und/oder unter Einbindung \r\nder ÜNB erfolgen, statt Standorte im netztechnischen Süden pauschal besser zu \r\nstellen.\r\nb. Die Aufteilung sollte mithilfe einer Energiesystemanalyse noch einmal kritisch \r\ngeprüft werden.\r\nc. Generell ist die Einteilung nachvollziehbar, jedoch sollte die Systemdienlichkeit \r\ndes Kraftwerksstandorts kritisch untersucht werden. \r\n26.Wie bewerten Sie die technischen Mindestanforderungen in den Abschnitten \r\nB.I.1.g und B.II.1.d? (3.500 Zeichen)\r\nN/A\r\n27.Fehlinvestitionen in fossile Kraftwerke und Situationen, in denen die \r\nausgeschriebenen Anlagen zum Zeitpunkt des Brennstoffwechsels nicht ans \r\nNetz gehen können, weil das Wasserstoffnetz im netztechnischen Süden nicht \r\nausreichend ausgebaut ist, sollten vermieden werden.\r\na. Wie beurteilen Sie in diesem Zusammenhang eine Nichtanwendung des \r\nSüdbonus für den Fall, dass bestimmte Meilensteine des \r\nWasserstoffnetzausbaus zum Zeitpunkt der Ausschreibungen nicht erfüllt \r\nsind?\r\nb. Welche konkreten Meilensteine würden Sie für notwendig erachten? \r\n(2.000 Zeichen)\r\nUm die deutschen Klimaschutzziele zu erreichen, sollte dieser Fall in dieser Säule \r\ntunlichst vermieden werden. Eine Nichtanwendung des Südbonus kann daher in diesem \r\nFall sinnvoll sein.\r\nAllerdings ist unklar, ob bis zum Zeitpunkt der letzten Ausschreibung bereits konkrete \r\nMeilensteine geprüft werden können, da die Kraftwerke erst 2038-2040 auf Wasserstoff \r\numstellen müssen. Daher sollte bei der jeweiligen Bezuschlagung bzw. der \r\nGebotsreihung die BNetzA konsultiert werden.\r\nDie BNetzA sollte in regelmäßigen Zeitabständen kritisch den Ausbau des \r\nWasserstoffkernnetzes, das bis 2037 fertig gestellt werde soll, prüfen und mit den \r\nKraftwerksstandorten abgleichen.\r\n28.Welche der beiden Preissetzungsregeln „Pay-as-bid“ und „Pay-as-cleared“ \r\nhalten Sie für das bzw. die Auktionsverfahren für geeignet? (Auswahl + 2.000 \r\nZeichen)\r\nBeide Verfahren bieten das Risiko strategischer Gebote. Um allerdings eine \r\nÜberförderung der Kraftwerke zu vermeiden, sollte „Pay-as-bid“ angewendet werden. \r\n29.Wie viele Stunden kann ein typisches neues Gaskraftwerk ohne signifikante \r\nInstandhaltungsinvestitionen laufen? (1.000 Zeichen)\r\nN/A\r\n30. Was ist in der Regel die größte Investition, die bei einem neuen Gaskraftwerk \r\ngetätigt wird?\r\nIn welchem Verhältnis stehen die Investitionskosten in ein neues Gaskraftwerk zu \r\nden Kosten für die Umrüstung eines solchen neuen Gaskraftwerks zu einem \r\nwasserstofffähigen Gaskraftwerk? (2.000 Zeichen)\r\nN/A\r\n31. Wie viele Stunden pro Jahr sind derzeit Gaskraftwerke auf dem deutschen Markt \r\nin Betrieb? (Auswahl + 2.000 Zeichen)\r\nN/A\r\n32.Wie viele Stunden pro Jahr werden Gaskraftwerke im Jahr 2032 bzw. 2038 auf \r\ndem deutschen Markt laufen? Bitte erläutern Sie, wie die Schätzung berechnet \r\nwurde. (2.000 Zeichen)\r\nN/A\r\n33.Wie viele Stunden pro Jahr werden Kraftwerke auf dem deutschen Markt nach der \r\nUmstellung auf Wasserstoff bis zum Ende ihrer Lebensdauer in Betrieb sein?\r\nUnd wie viele Stunden, bevor größere (Instandhaltungs-)Investitionen \r\nerforderlich werden? Bitte erläutern Sie, wie die Schätzung berechnet wurde. \r\n(2.000 Zeichen)\r\nN/A\r\n34. Wie schätzen Sie die Beschränkung des Höchstpreises für die Gebote für \r\nwasserstofffähige Gaskraftwerke auf 80 Prozent der mit der Investition \r\nverbundenen Kosten, d.h. Investitionskosten einschließlich Kapitalkosten ein \r\n(vgl. Abschnitt B.I. Nr. 2 a) auch vor dem Hintergrund, dass in den ersten sieben \r\nJahren Stromerlöse als Gaskraftwerk ohne Abschöpfung erzielt werden kann? \r\n(2.000 Zeichen)\r\nDie hohe Beschränkung birgt eine Gefahr der Überförderung. Gerade in Anbetracht des \r\nErlössicherungsbeitrags i.H.v. bis zu 300 €/MWh. \r\nUm eine Überförderung der Anlagen zu vermeiden, bedarf es einer tieferen Analyse der \r\nzu erwirtschaftenden Deckungsbeiträge, welche ggf. einen niedrigen Prozentsatz \r\nrechtfertigen.\r\n35.Zur Ausschreibung wasserstofffähiger Gaskraftwerke: Es wird vorgeschlagen, \r\ndie Maßnahme auf solche Nachrüstungen zu begrenzen, deren Kosten \r\nmindestens 70 Prozent der Kosten eines möglichen neuen wasserstofftauglichen \r\nGaskraftwerks betragen, vor allem weil davon ausgegangen wird, dass sich \r\nweniger teure Nachrüstungen ohne Unterstützung auf dem Markt entwickeln \r\nwürden.\r\nWas halten Sie von dieser Einschränkung und den ihr zugrunde liegenden\r\nAnnahmen?\r\nWelche Investitionsschwelle könnte Kosteneffizienz gewährleisten und das \r\nrichtige Maß an Wettbewerb ermöglichen? (2.000 Zeichen)\r\nDie Begründung des Mindestprozentwerts ist grundsätzlich nachvollziehbar. Dennoch \r\nbesteht hier die Gefahr, dass bereits bestehende Gaskraftwerke aufgrund des \r\nMindestwerts (strategisch) hohe Umrüstungskosten angeben, um eine Förderung zu \r\nerhalten.\r\nZum aktuellen Zeitpunkt ist nicht absehbar, wann die Brennstoffkostendifferenz \r\nzwischen Erdgas und Wasserstoff so hoch sein wird, dass sich bei nur wenigen \r\nVolllaststunden eine Umrüstung rein wirtschaftlich begründen lässt. Daher ist eine \r\nabschließende Betrachtung nicht möglich. \r\n36.Inwieweit sind aus Ihrer Sicht die auszuschreibenden Gesamtkapazitäten für neue \r\nKraftwerke als erster Schritt auf dem Weg zur Dekarbonisierung des \r\nKraftwerksparks notwendig? (2.000 Zeichen)\r\nUm einen rechtzeitigen Kohleausstieg zu ermöglichen, bedarf es zwingend neuer \r\nFlexibilitäten im Stromsystem. \r\nDer vorliegende Entwurf ist jedoch auch mit Gefahren für die Dekarbonisierung \r\nverbunden. Dies betrifft insbesondere die langfristige staatliche Förderung von fossilen \r\nBrennstoffen sowie die Förderung von fossilem, Blauem Wasserstoff. Insbesondere, \r\nwenn dies bis in die 2040er Jahre vorgesehen ist.\r\nBei zentralen Ausschreibungen für Kraftwerke muss stärker berücksichtigt werden, wie \r\nsich diese auf die Nutzung von dezentralen, erneuerbaren Flexibilitäten auswirken. Die \r\nFörderung der zentralen Kapazitäten darf nicht dazu beitragen, dezentrale aus dem \r\nMarkt zu drängen.\r\n37.Welcher Teil der derzeit verfügbaren Gaskraftwerks-Kapazität in Deutschland \r\nkann Ihrer Einschätzung nach zu welchen Kosten am ersten Tag des achten \r\nJahres nach Inbetriebnahme auf einen wasserstoffbasierten Betrieb umgestellt \r\nwerden? (2.000 Zeichen)\r\nN/A\r\n38.Betreiben Sie ein oder mehrere Gaskraftwerke in Deutschland? (Auswahl)\r\n(X) Nein\r\n39.Gibt es von Ihrer Seite derzeit Pläne, in neue Erdgaskraftwerke in Deutschland zu \r\ninvestieren? (Auswahl)\r\n(X) Nein\r\n40. Planen Sie die Errichtung eines H2-ready/wasserstofffähigen Kraftwerks? \r\n(Auswahl + 2.000 Zeichen)\r\n(X) Nein\r\nGreen Planet Energy investiert nicht in fossile Kraftwerke.\r\nInvestitionen in Wasserstoffsprinterkraftwerke oder Langzeitspeicher hingegen \r\nschließen wir nicht aus.\r\n41. Planen Sie bestehende Kraftwerke in Deutschland auf den Einsatz von \r\nerneuerbarem oder CO2-armem Wasserstoff umzurüsten? (Auswahl + 2.000 \r\nZeichen)\r\n(X) Nein\r\nGreen Planet Energy betreibt keine fossilen Kraftwerke.\r\n42. Wäre aus Ihrer Sicht eine staatliche Förderung erforderlich, um die Umstellung \r\nIhrer bestehenden Gasanlagen auf die Verwendung von 100% erneuerbarem oder \r\nCO2-armem Wasserstoff zu ermöglichen? (Auswahl)\r\n(X) Nein\r\n43. Welche Kosten entstehen Ihrer Ansicht nach für den Bau neuer \r\nwasserstofffähiger Anlagen und für die Umrüstung von Gaskraftwerken auf 100% \r\nWasserstoffbetrieb? (2.000 Zeichen)\r\nN / A \r\n44. Wie schätzen Sie die Entwicklung des Wasserstoffmarktes ein? (2.000 \r\nZeichen)\r\nNach unserer Einschätzung wird Wasserstoff in den nächsten Jahren weiterhin über \r\nindividuelle Lieferverträge gehandelt werden. Die Etablierung eines nationalen Markts \r\nwird noch dauern.\r\n45. Sehen Sie Situationen, in denen die Kraftwerke auch nach 2035 weiterhin am \r\nStrommarkt auf Erdgasbasis agieren müssen? (Auswahl)\r\n(X) Nein\r\n46. Sollten zusätzliche Sicherheitsvorkehrungen getroffen werden, um die weitere \r\nNutzung von Erdgas zur Stromerzeugung auf dem Strommarkt nach 2035 zu \r\nverhindern? (Auswahl)\r\n(X) Ja\r\n47.Werden Ihrer Meinung nach die Förderung des Einsatzes von Wasserstoff in der \r\nStromerzeugung und damit einhergehende Skaleneffekte bei der Herstellung von \r\nWasserstoff dazu führen, dass die Kosten für Wasserstoff für den Einsatz in der \r\nIndustrie perspektivisch sinken werden und der Hochlauf der \r\nWasserstoffindustrie angeschoben wird? (Auswahl + 2.000 Zeichen)\r\n(X) Ja\r\nDie perspektivische Abnahme von Kraftwerken kann dazu beitragen,\r\nElektrolyseprojekten mehr Investitionssicherheiten zu geben. Ebenso kann dies ein \r\nverstärkender Faktor zur rechtzeitigen Inbetriebnahme des Wasserstoffkernnetzes sein. \r\nDer Effekt der 7 GW H2-ready Kraftwerke mit mindestens 200 Stunden pro Jahr darf \r\nallerdings nicht überschätzt werden. Es bedarf daher weiterer politischer Unterstützung \r\nfür den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft abseits des KWSG.\r\nDas KWSG bietet dabei die Chance, spezifisch den Grünen Wasserstoffhochlauf \r\nanzureizen. Das kann erreicht werden, indem Betriebskostenförderungen einen Bezug \r\nvon erneuerbarem, Grünen Wasserstoff stärker fördern als einen Bezug von fossilem, \r\nauch wenn dieser kohlenstoffarm ist. Fehlanreize für fossile Lock-Ins und damit \r\nverbundene höhere volkswirtschaftliche Kosten sollten vermieden werden.\r\n48. Ist CCS in Verbindung mit Erdgasverstromung eine wirtschaftliche Alternative \r\nzur Wasserstoffverstromung? (Auswahl)\r\n(X) Nein\r\n49. Haben Sie weitere Anmerkungen zur Angemessenheit und zu den \r\nAuswirkungen der hier beschriebenen Maßnahmen auf den Wettbewerb? (3.500 \r\nZeichen)\r\nDie in dem KWSG avisierten 12 GW gesicherte Leistung schwächen den Wettbewerb am \r\nStrommarkt insgesamt. Angesichts der zunehmend entstehenden Negativstunden und \r\nPreisspitzen wird aktuell massiv in Flexibilität wie z.B. Batteriespeicher investiert. Eine \r\nKraftwerkstrategie hemmt diese Investitionsanreize, da Projektierer und Betreiber von \r\nz.B. Speichern mit geringeren Price Spreads, und somit mit geringeren Einnahmen \r\nrechnen müssen. Dieses \"Crowding out\" von anderweitigen Investitionen in grüne \r\nFlexibilitäten gilt es so weit wie möglich zu vermeiden. Die Subventionierung von fossilen \r\nGaskraftwerken vis-à-vis der am Markt finanzierten flexiblen Einheiten, ist zu kritisieren. \r\nKapazitätsmarkte wirken wie eine Markteintrittsbarriere auf innovative Technologien, die \r\nin den Markt hineindrängen. Aus diesem Grund ist mit volkwirtschaftlichen Ineffizienzen \r\nund insgesamt höheren Gesamtsystemkosten zu rechnen. Aus diesem Grund sind die \r\nVolumina von zusätzlichen geförderten Gaskraftwerke aus volkswirtschaftlicher Sicht \r\nunbedingt zu begrenzen.\r\nSäule 2: Gaskraftwerke zur Versorgungssicherheit\r\n1. Wie bewerten Sie die Beihilfefähigkeit der im Konsultationsdokument\r\nbeschriebenen Maßnahmen? (2.000 Zeichen)\r\nDas KWSG ist insofern beihilferechtlich problematisch, als das die zweite Säule der \r\nAusschreibung als Dekarbonisierungsmaßnahme angegeben ist. Analysen des Forums \r\nÖkologische-Soziale Marktwirtschaft haben ergeben, dass die Vermeidungskosten in \r\ndiesem Segment fragwürdig sind (Siehe Link zur Studie). Es ist daher fraglich, inwiefern \r\nder Neubau als Beitrag zum Klimaschutz und somit unter dem Kapitel der \r\nDekarbonisierung beihilferechtlich zu prüfen ist.\r\n2. Stimmen Sie zu, dass die Einführung eines Kapazitätsmechanismus bis 2028 \r\ngeeignet ist, um alle für ein dekarbonisiertes Stromsystem relevanten \r\nTechnologieoptionen und Anbieter – auch jenseits der in dieser Ausschreibung \r\nzulässigen – zu adressieren? (2.000 Zeichen)\r\n• Ein Kapazitätsmechanismus birgt das Risiko der Verdrängung grüner Flexibilitäten, \r\ninsbesondere wenn der Anteil der Gaskraftwerke zu überdimensioniert ist und es zu \r\nÜberkapazitäten kommt. Dies ist insbesondere relevant, sofern eine zentral \r\nadministrierte Komponente konzipiert wird, die durch die BNetzA oder ÜNBs \r\nverwaltet wird. Hier ist ein kritisches und iteratives Vorgehen gefragt, um die \r\nKraftwerksmengen nicht zu überschätzen. \r\n• Aktuell erleben wir eine erheblich Investitionsdynamik in Batteriespeicher. Diese darf \r\nnicht durch einen wie auch immer gearteten Kapazitätsmechanismus abgeschwächt\r\nwerden (Attentismus, Wettbewerbsverzerrung, erwartete Ineffizienzen). Aus diesem \r\nGrund ist der zentrale Kapazitätsmechanismus möglichst schlank zu halten. \r\n• Ein Kapazitätsmechansimsus muss unbedingt dezentrale Flexibilitäten integrieren. \r\nDies ist besonders relevant, da dezentrale, haushaltsnahe Flexibilitäten wie z.B. \r\nWärmepumpen oder E-Mobilität in diesem Jahrzehnt im Gigawattmaßstab ausgebaut \r\nwerden. Sollten diese Flexibilitäten aufgrund fossiler Überkapazitäten nicht \r\nausgebaut werden, hat dies negative Auswirkungen auf die Marktwerte \r\nErneuerbarer Energien, was wiederum die Förderkosten ansteigen lässt. Das \r\nResultat: höhere Gesamtsystemkosten.\r\n• Technologieoffenheit ist ein weiteres Kriterium für einen Kapazitätsmechanismus. Es \r\nist grundsätzlich essenziell, dass neue Erneuerbare Technologien durch das \r\nAuktionsdesign bzw. die Parametrisierung (z.B. De-Rating Faktoren) in der zentralen \r\nKomponente nicht benachteiligt oder diskriminiert werden. Prinzipiell sollten \r\nErneuerbare Erzeugungstechnologien bevorzugt zum Einsatz kommen. Ein \r\nKapazitätsmechanismus muss dringend innovationsoffen sein und sich nicht nur \r\nretrospektiv an Bestandstechnologien orientieren. \r\n• Wettbewerbsverzerrung und Akkumulierung von Marktmacht sind unbedingt zu \r\nvermeiden.\r\n• Ein Kapazitätsmechansimus muss so ausgelegt sein, dass grüne Flexibilitäten \r\nvorrangig zum Einsatz kommen. \r\n3. Wie bewerten Sie die Einschätzung des Bundesministeriums für Wirtschaft und \r\nKlimaschutz zur Methode und Schätzung der Subvention pro vermiedener Tonne \r\nEmissionen in CO2-Äquivalenten, vgl. Abschnitt C.V.? Haben Sie \r\nVerbesserungsvorschläge zur Methodik? (2.000 Zeichen)\r\nDie Annahmen der Berechnungen gehen bisher nur unzureichend aus dem \r\nKonsultationsdokument hervor. Dies betrifft insbesondere die folgenden Aspekte (siehe \r\nhierzu auch Antwort auf Frage 4 der ersten Säule):\r\n1) Höhe der staatl. Förderung\r\nAktuell geht nicht hervor, mit welchen Gesamtinvestitionskosten und welchen \r\nFörderquoten das BMWK rechnet. Dies erschwert auch eine Empfehlung bzgl. der \r\nObergrenze der Gebote. Zur Schätzung der Subvention pro vermiedener Tonne \r\nEmissionen sollte mit Bandbreiten gerechnet werden.\r\n2) Annahmen zu produzierten Strommengen\r\nDie produzierte Strommenge wird mit 387 TWh aus Erdgas angegeben. Es ist höchst\r\nfraglich, ob dies im Einklang mit den Klimaschutzzielen steht. Insbesondere, da in den \r\nbisherigen Berechnungen die Emissionen der Vorkette der Erdgasproduktion nicht \r\nberücksichtigt werden. Zudem sollte auch hier eine Bandbreite in Abhängigkeit der \r\nSzenarien angewendet werden.\r\n3) „Verdrängte“ Strommenge\r\nEs ist nicht realistisch, dass die produzierte Strommenge der hier auszuschreibenden \r\nKraftwerke gänzlich CO2-intensiveren Strom aus dem Netz drängt. \r\n4) Verdrängter Referenzstrommix\r\nDie aus den beiden Szenarien A und B resultierenden Emissionsfaktoren scheinen \r\nplausibel, sollten allerdings aufgrund der Länge des betrachteten Zeitraums (2029-\r\n2045) modelliert werden. Zudem ist zu prüfen, ob die Szenarien im Einklang mit den \r\nnationalen Klimaschutzzielen stehen. \r\nZusammenfassend sind die angegebenen Schätzungen der Subvention pro \r\nvermiedener Tonne Emissionen mit großer Wahrscheinlichkeit zu positiv (niedrig) \r\nangegeben und bedürfen vertiefenden Analysen. Insbesondere bei der zweiten Säule \r\ndes KWSG besteht somit das Risiko, dass dies fälschlicherweise als wirksame und \r\nökonomisch effiziente Klimaschutzmaßnahme interpretiert wird.\r\nGreen Planet Energy hat die Schätzungen im Rahmen einer Analyse des Forums für \r\nÖkologisch-Soziale Marktwirtschaft prüfen lassen. Die Analyse ist unter diesem Link\r\nabrufbar.\r\n4. Wie bewerten Sie die unter Abschnitt A. skizzierte Ausgestaltung bzw. die \r\nAusgestaltungsoptionen der Fördermaßnahmen? (3.500 Zeichen)\r\nBei der Ausgestaltung der Fördermaßnahmen muss gewährleistet sein, dass Strom aus \r\nErdgas mithilfe der Merit-Order nicht vor erneuerbaren Flexibilitäten eingesetzt wird. \r\nDas Risiko der Wettbewerbsverzerrung ist zudem in großem Maße davon abhängig, wie \r\ndiese zentrale Komponente des KWSG im Fall eines kombinierten Kapazitätsmarkts mit \r\nder dezentralen Komponente interagiert. Die Marktmacht von Betreibern großer \r\nzentraler Kraftwerke darf nicht dazu führen, dezentrale Kapazitäten aus dem Markt zu \r\ndrängen.\r\nEs muss zudem ein Level-Playing Field für Erneuerbare Technologien und EE\u0002Flexibilitäten sichergestellt werden.\r\n5. Wie bewerten Sie die in A.I.2. enthaltenen Festlegungen für die Definition\r\neiner Neuanlage? (2.000 Zeichen)\r\nDie Definition einer Neuanlage ist angemessen.\r\n6. Wie bewerten Sie eine Mindestgröße von 10 MW steuerbare elektrische Netto\u0002Nennleistung der Kapazität in den Ausschreibungen, vgl. Abschnitt A.I.3?\r\n(Auswahl + 2.000 Zeichen)\r\nAuswahl:\r\n• Positiv (X)\r\n• Eher positiv\r\n• Eher negativ\r\n• Negativ\r\n7. Welche der beiden Preissetzungsregeln „Pay-as-bid“ und „Pay-as-cleared“ \r\nhalten Sie für das Auktionsverfahren für geeignet? (Auswahl + 2.000 Zeichen)\r\nBeide Verfahren bieten das Risiko strategischer Gebote. Um allerdings eine \r\nÜberförderung der Kraftwerke zu vermeiden sollte „Pay-as-bid“ angewendet werden. \r\n8. Wie bewerten Sie die vorgenommene Definition des „netztechnischen Südens“, \r\nvgl. Abschnitt A.I.4.d, Rn. 17 ff? Sind Ihnen besser geeignete Vorschläge bekannt, \r\neinen systemdienlichen Zubau anzureizen? (3.500 Zeichen)\r\nIm Idealfall erfolgt eine Standortbestimmung großer Kraftwerke im Einklang mit \r\nNetzentwicklungsplänen. Beispielsweise könnte die Gebotsreihung statt mithilfe eines \r\nSüdbonus anhand einer Bewertung der BNetzA und/oder unter Einbindung der ÜNB \r\nerfolgen, statt Standorte im netztechnischen Süden pauschal besser zu stellen.\r\n9. Wie bewerten Sie die unter Abschnitt A. skizzierte Ausgestaltung bzw. die \r\nAusgestaltungsoptionen der Fördermaßnahmen? (2.000 Zeichen)\r\nDie aktuelle Ausgestaltung unterscheidet beim Erhalt der Förderung nicht zwischen \r\nstrombasiertem und erdgasbasiertem Wasserstoff, wodurch das Risiko einer \r\nerheblichen Nachfrage nach Blauem Wasserstoff entsteht. Da die Kraftwerke teils erst \r\n2033 in Betrieb gehen müssen, ist das aktuelle Design darauf ausgelegt, dass fossiler \r\nWasserstoff trotz der ökonomischen, ökologischen und sozialen Kosten der \r\nErdgasförderung noch bis 2045 in der gleichen Form staatlich gefördert wird wie Grüner \r\nWasserstoff. Für Betreiber gibt es keinen finanziellen Anreiz Grünen Wasserstoff zu \r\nnutzen. Um das Ziel der Dekarbonisierung bestmöglich zu erreichen, muss die \r\nBrennstoffkostenförderung der H2-ready-Gaskraftwerke so gestaltet sein, dass ein \r\nBezug von erneuerbarem Grünen Wasserstoff angereizt wird. \r\nEin Überangebot und eine Überförderung zentraler Kapazitäten stellen ein Risiko für \r\nInvestitionen in kleinere, dezentrale aber andererseits systemeffizienterer Flexibilitäten \r\ndar. Gaskraftwerke könnten grüne Flexibilitäten wie z.B. Batterien “outcrowden”. Daher \r\nsollte das Volumen der Ausschreibung als auch die Höhe der Förderung stets in \r\nAnbetracht des dezentralen Flexibilitätsangebots kritisch geprüft werden. Aufgrund der \r\nmangelnden Kostentransparenz ist unklar, welche fossilen Förderkosten entstehen \r\n(siehe FÖS Analyse). Zusammenfassend sind die angegebenen Schätzungen der \r\nSubvention pro vermiedener Tonne Emissionen mit großer Wahrscheinlichkeit zu positiv \r\n(niedrig) angegeben und bedürfen vertiefenden Analysen. Insbesondere bei der zweiten \r\nSäule des KWSG besteht somit das Risiko, dass dies fälschlicherweise als wirksame und \r\nökonomisch effiziente Klimaschutzmaßnahme interpretiert wird. Es ist unbedingt \r\nnotwendig, den Abschöpfungsmechanismus sinnvoll zu gestalten, um Übergewinne zu \r\nverhindern. Dies ist auch relevant mit Blick auf den Kapazitätsmechanismus, in dem \r\ngrüne dezentrale Flexibilitäten mit fossilen Gaskraftwerken im Wettbewerb stehen und \r\nin keinem Fall diskriminiert werden dürfen.\r\n10. Wie bewerten Sie die unter Abschnitt A. skizzierte Ausgestaltung der Maßnahmen \r\nin Hinblick auf die Parameter des Verfahrens zur Bewilligung der Beihilfen und auf \r\ndie Ermöglichung von Wettbewerb zwischen verschiedenen Arten von \r\nBeihilfeempfängern? (2.000 Zeichen)\r\nSiehe auch Frage 8 Säule 1\r\nDie Maßnahmen können grundsätzlich dazu beitragen, die Versorgungsicherheit im \r\nStromsystem in Notsituationen aufrecht zu erhalten.\r\nAllerdings bietet die aktuelle Ausgestaltung das Risiko eines fossilen Lock-Ins und stellt \r\ndamit auch eine Gefahr für die nationalen Klimaschutzziele dar. Daher sollte die \r\nFörderung fossiler Kapazitäten mit einem klaren Phase-Out kombiniert werden.\r\nErdgaskraftwerke dürfen nicht bis 2047 gefördert werden. (Siehe hierzu auch Antwort \r\nauf Frage 25 dieses Surveys.)\r\nZudem stellt die staatliche Förderung von zentralen Kapazitäten eine Gefahr für eine \r\neffiziente Energiewende dar. Der bisherige Erfolg der deutschen Energiewende beruht \r\nin erheblichem Maße darauf, dass das System sich von einem zentralen hin zu einem \r\ndezentraleren entwickeln konnte. Es beruht ebenso darauf, dass die notwendigen \r\nInvestitionen von einer breiten Gruppe geprägt von hoher Akteursvielfalt getätigt werden \r\nkonnten. \r\nEin Überangebot und eine Überförderung zentraler Kapazitäten stellen ein Risiko für \r\nInvestitionen in kleinere, dezentrale aber andererseits systemeffizienter Flexibilitäten \r\ndar. Daher sollte das Volumen der zentralen Ausschreibung als auch die Höhe der \r\nFörderung stets in Anbetracht des dezentralen Flexibilitätsangebots kritisch geprüft \r\nwerden.\r\n11. Wie schätzen Sie das Risiko von Wettbewerbsverzerrungen auf den \r\nStrommärkten durch eine Maßnahme ein, die auf die Förderung neuer Kraftwerke \r\nabzielt?Welche Rolle spielt in diesem Zusammenhang aus Ihrer Sicht die \r\nEinführung eines umfassenden Kapazitätsmechanismus? (3.500 Zeichen)\r\nBei der Ausgestaltung der Fördermaßnahmen muss gewährleistet sein, dass Strom aus \r\nErdgas mithilfe der Merit-Order nicht vor erneuerbaren Flexibilitäten eingesetzt wird. \r\nDas Risiko der Wettbewerbsverzerrung ist zudem in großem Maße davon abhängig, wie \r\ndiese zentrale Komponente des KWSG im Fall eines kombinierten Kapazitätsmarkts mit \r\nder dezentralen Komponente interagiert. Die Marktmacht von Betreibern großer \r\nzentraler Kraftwerke darf nicht dazu führen, dezentrale Kapazitäten aus dem Markt zu \r\ndrängen.\r\nEs muss ein Level-Playing Field für Erneuerbare Technologien und EE-Flexibilitäten \r\nsichergestellt werden.\r\n12. Gibt es aus Ihrer Sicht Gründe, mit der gezielten Förderung neuer Anlagen zu \r\nbeginnen? (Auswahl + 2.000 Zeichen)\r\n(X) Ja\r\nDie Förderung neuer Anlagen bietet die Möglichkeit, bei deren Standortwahl die Aspekte \r\nSystemdienlichkeit und langfristige Netzverträglichkeit zu berücksichtigen. Ggf. kann \r\ndaher eine gesonderte Einbeziehung der BNetzA und/oder der ÜNB sinnvoll sein. \r\nEs sollte dringlich vermieden werden, dass Kraftwerke mit hohen Leistungen an \r\nStandorten entstehen, an denen diese Leistung aufgrund von aktuellen oder zukünftigen \r\nNetzengpässen nicht abgerufen werden kann; insbesondere zu Zeitpunkten der \r\nStromknappheit. Stattdessen sollte die Förderung neuer Kraftwerke im Hinblick einer \r\nintegrierten Netzplanung und im Einklang mit Netzentwicklungsplänen erfolgen.\r\nSiehe hierzu auch Frage 10 Säule 1\r\n13. Ist aus Ihrer Sicht ein Interessenbekundungsverfahren sinnvoll und erforderlich? \r\nGibt es aus Ihrer Sicht eine geeignetere Alternative? (2.000 Zeichen)\r\nN / A\r\n14. Für sämtliche Ausschreibungen soll ein Rückforderungsverfahren (Clawback\u0002Mechanismus, vgl. auch Abschnitt A.II.2) etabliert werden, welches sicherstellt, \r\ndass keine Überförderung eintritt.\r\na. Wie bewerten Sie die skizzierten Verfahren zur erzeugungsabhängigen \r\nbzw. -unabhängigen Abschöpfung?\r\nb. Welche Variante ist aus Ihrer Sicht vorzuziehen?\r\nc. Sollten unterschiedliche oder identische Abschöpfungsmechanismen \r\nnach 4.1 und 4.8 angewandt werden?\r\nd. Wie bewerten Sie die Mindesthöhe des Auslösepreises von 430 Euro/ \r\nMWh?\r\ne. Wie bewerten Sie die Ermittlung des Höchstpreises? (3.500 Zeichen)\r\na) Die Abschöpfungsverfahren sind jeweils nachvollziehbar dargestellt und funktional. \r\nFür eine abschließende Bewertung bedarf es einer ausführlichen Darstellung der \r\nParametrisierung im Fall einer erzeugungsabhängigen Abschöpfung, um Fehlanreize \r\nfür einen effizienten Dispatch zu vermeiden. \r\nb) Erdgaskraftwerke sollten erzeugungsunabhängig abgeschöpft werden (Variante B). \r\nDie Kraftwerke stellen ein wichtiges Element in Zeitpunkten von Stromknappheit dar \r\nund sollten daher gerade bei sehr hohen Preisen auf unverzerrte Marktsignale \r\nreagieren können und müssen. Erdgaskraftwerke sind technologisch ausgereift und \r\ndaher kaum erheblichen Risiken der Nichtverfügbarkeit ausgesetzt sind. Zudem ist \r\ndas Rückzahlungsrisiko aufgrund des hoch angesetzten Auslösepreises >430 \r\n€/MWh überschaubar und für Betreiber kalkulierbar.\r\nc) Erdgaskraftwerke der zweiten Säule (4.8 KUEBLL) sind voraussichtlich nur sehr \r\ngeringen technischen Risiken, bzw. Nicht-Verfügbarkeiten ausgesetzt. Diese sollten \r\ndaher erzeugungsunabhängig abgeschöpft werden.\r\nd) Es bedarf einer genaueren Analyse, um die aus den kalkulierten Volllaststunden \r\nresultierenden Deckungsbeiträge jährlich und insgesamt zu bestimmen. Hieraus \r\nsollten Ableitungen für die maximale Förderhöhe der Investitionskosten gezogen\r\nwerden, um eine Überförderung fossiler Kapazitäten zu vermeiden. Diese dürfen im \r\nWettbewerb mit erneuerbaren Kapazitäten nicht bessergestellt werden.\r\ne) Der Höchstwert der Gebote ist zum aktuellen Zeitpunkt nicht bekannt. Es ist jedoch \r\ndavon auszugehen, dass die Investitionskosten für reine Erdgaskraftwerke deutlich \r\ngeringer sind als für H2-ready Kraftwerke der ersten Säule. Insbesondere sind\r\nErdgaskraftwerke der zweiten Säule aber aufgrund des technologischen Reifegrades \r\ndeutlich geringen technischen Risiken ausgesetzt. \r\nEs ist daher nicht nachvollziehbar, warum diese Erdgaskraftwerke Gebote in Höhe \r\nder Investition in eine offene Gasturbine als Benchmark multipliziert mit einem Faktor \r\n„signifikant größer Eins“ tätigen können. Dieser Faktor sollte kleiner als Eins sein. \r\nAndernfalls droht eine massive Überförderung fossiler Kapazität und damit \r\nverbunden eine erhebliche Wettbewerbsverzerrung.\r\n15. In den Ausschreibungen für neue steuerbare Kapazitäten zur Stromerzeugung \r\nwurde weiter oben ein Bonusmodell für die regionale Steuerung der Kraftwerke \r\nvorgeschlagen, vgl. Abschnitt A.I.4. d. Ist dieses Modell aus Ihrer Sicht geeignet? \r\n(Auswahl + 2.000 Zeichen)\r\n(x) Nein\r\nDer vorgeschlagene Südbonus birgt die Gefahr von strategischen Geboten. \r\nInteressenten für Kraftwerke in den Bundesländern des netztechnischen Südens \r\nkönnten im ersten Gebotstermin erhöhte Gebote abgeben, um dank des Südbonus eine \r\nniedrigere Zuschlagskennziffer und somit einen Zuschlag zu erzielen. Sollte aufgrund \r\ndes höheren Gebots kein Zuschlag erfolgen, können Interessenten das Gebot \r\nsukzessive in den nächsten Gebotsterminen verringern.\r\nSomit kann der Bonus in der jetzigen Form dazu führen, dass sich das Fördervolumen \r\ninsgesamt erhöht. \r\nZudem stellt dieses Instrument ein sehr grobes Mittel zur Steuerung der Standorte dar, \r\ndas nicht zwangsläufig dazu beiträgt, Kraftwerke systemdienlich zu verorten. \r\nBeispielsweise könnten so weiterhin Kraftwerke vor wichtigen nationalen \r\nNetzengpässen platziert werden, welche im schlimmsten Fall durch den Dispatch einen \r\nzusätzlichen Redispatch auslösen.\r\n16. Sehen Sie Alternativen zur regionalen Differenzierung, wo ein Kraftwerkszubau \r\nmöglichst systemdienlich ist anstelle der gewählten Aufteilung nach Ländern und \r\nwenn ja, welche, vgl. Abschnitt A.I.4. d? Ist die Aufteilung 70-30 zwischen \r\nnetztechnischem Norden und Süden angemessen? Wie bewerten Sie die \r\nEinteilung der Bundesländer für den „netztechnischen Süden“? (3.500 Zeichen)\r\nIm Idealfall erfolgt eine Standortbestimmung großer Kraftwerke im Einklang mit\r\nNetzentwicklungsplänen. Beispielsweise könnte die Gebotsreihung statt mithilfe eines \r\nSüdbonus anhand einer Bewertung der BNetzA und/oder unter Einbindung der ÜNB \r\nerfolgen, statt Standorte im netztechnischen Süden pauschal besser zu stellen.\r\nDie Aufteilung sollte mithilfe einer Energiesystemanalyse noch einmal kritisch geprüft \r\nwerden.\r\nSiehe Frage 8, Säule 2\r\n17. Wie bewerten Sie die Mindestanforderungen für die teilnehmenden Anlagen unter \r\nAbschnitt A.I.4.b? (Auswahl + 2.000 Zeichen)\r\nN / A \r\n18. Wie bewerten Sie den Umgang mit Kraftwerksprojekten an systemrelevanten \r\nStandorten, vgl. Abschnitt A.I.4.c.? (Auswahl + 2.000 Zeichen)\r\nAuswahl:\r\n• Positiv (X)\r\n• Eher positiv\r\n• Eher negativ\r\n• Negativ\r\nIm Fall eines Interessenkonflikts sollte die Versorgungssicherheit in diesem Kontext stets \r\nVorrang haben. Daher ist es richtig, dass die BNetzA in diesen Fällen kontaktiert wird, \r\num die Konflikte individuell zu überprüfen und zu lösen.\r\n19. Wie bewerten Sie eine Anforderung, mit Abgabe des Gebotes ein \r\nAbwärmenutzungskonzept vorzulegen? (2.000 Zeichen)\r\nDie Anforderung, ein Abwärmenutzungskonzept vorzulegen, ist sehr positiv zu \r\nbewerten. Dies erhöht den Nutzungsgrad der Anlage und bietet zudem den Anreiz, die \r\nKraftwerke möglichst systemdienlich auszulegen.\r\n20. Wie viele Stunden kann ein typisches neues Gaskraftwerk ohne signifikante\r\nInstandhaltungsinvestitionen laufen? (1.000 Zeichen)\r\nN/A\r\n21. Was ist in der Regel die größte Investition, die bei einem neuen Gaskraftwerk \r\ngetätigt wird? (1.000 Zeichen)\r\nN/A\r\n22.Wie viele Stunden pro Jahr sind derzeit Gaskraftwerke auf dem deutschen Markt \r\nin Betrieb? (Auswahl + 2.000 Zeichen)\r\nN/A\r\n23.Wie viele Stunden pro Jahr werden Gaskraftwerke im Jahr 2032 bzw. 2038 auf \r\ndem deutschen Markt laufen? Bitte erläutern Sie, wie die Schätzung berechnet \r\nwurde. (2.000 Zeichen)\r\nN/A\r\n24. Wie kann das Erfordernis der verursachergerechten Kostentragung\r\n(vgl. Rn. 367 KUEBLL) am besten umgesetzt werden? (2.000 Zeichen)\r\nSolange Kraftwerke der zweiten Säule sich eigenständig an den kurzfristigen \r\nEnergiemärkten optimieren können, besteht der Dispatch-Anreiz in Form des jeweiligen \r\nDay-Ahead-Preises oder im Intraday-Markt. Eine verursachergerechte Kostentragung \r\nkann mithilfe funktionaler Kurzfristmärkte sichergestellt werden.\r\nSollten die Kraftwerke der zweiten Säule in eine Reserve überführt werden, könnte eine \r\nKostentragung mithilfe von dynamischen Umlagen oder Netznutzungsentgelten \r\ngewährleistet werden. Die Dynamisierung ermöglicht, dass Verbraucher Netzengpässe \r\nantizipieren können und das eigene Verbrauchsverhalten daran anpassen können.\r\n25.Wie kann aus Ihrer Sicht die Vereinbarkeit mit den europäischen und nationalen \r\nKlimaschutzzielen sichergestellt werden (vgl. auch Rn. 369 KUEBLL)? (2.000 \r\nZeichen)\r\nEs ist nicht mit den Klimaschutzzielen vereinbar, dass diese Kraftwerke eine jährliche \r\nFörderung bis 2047 erhalten. \r\nEs sollten mit der Einführung der staatlichen Förderung für fossile Kraftwerke, welche\r\nregulär bis 2032 in Betrieb genommen werden, klare Ausstiegsszenarien überprüft und \r\nein Phase-Out aus der erdgasbasierten Stromproduktion definiert werden. Dies sollte \r\nnicht den Anlagenbetreibern überlassen werden, sondern regulatorisch festgehalten \r\nwerden.\r\nUm eine Vereinbarkeit mit den Klimaschutzzielen sicherzustellen, sollte zudem im \r\nRahmen einer Systemanalyse geprüft werden, ob eine Obergrenze der jährlichen \r\nVollbenutzungsstunden eingeführt werden sollte. \r\nEbenso sollte überprüft werden, ob die Kraftwerke der zweiten Säule des KWSG zum \r\nZweck der Versorgungssicherheit zu einem späteren Zeitpunkt ggf. in der Reserve zur \r\nNetzstabilisierung überführt werden. Mittel- bis langfristig sollten sich diese Anlagen \r\nnicht mehr individuell am Markt optimieren können. Es droht, dass die erdgasbasierte \r\nStromproduktion andere Flexibilitätsoption aus dem Markt drängt und somit \r\nvermeidbare Emissionen resultieren. Die Stromproduktion aus Kraftwerken der zweiten \r\nSäule sollte stets nachrangig erfolgen, sodass zunächst eine Lastflexibilisierung oder \r\nKapazitäten aus erneuerbaren Anlagen eingesetzt werden.\r\nSchließlich müssen bei der Ermittlung der Emissionsfaktoren der Kraftwerke die \r\nEmissionen der Vorkette berücksichtigt werden.\r\n26.Wie bewerten Sie vor dem Hintergrund der vorherigen Frage 25 die Möglichkeiten, \r\nein Kraftwerk H2-ready zu errichten und später auf Wasserstoff umzurüsten oder \r\nCCS/CCU-Techniken zu nutzen? (2.000 Zeichen)\r\nCCS sollte prinzipiell vor allen Dingen bei Residualemissionen eingesetzt werden. Es darf \r\nnicht als Technologie genutzt werden, um einen fossilen Kraftwerksbetrieb länger zu \r\nermöglichen als unbedingt notwendig. Andernfalls droht ein Bottleneck zur Speicherung \r\nnicht-vermeidbarer Emissionen anderer Sektoren und somit auch ein Verfehlen der \r\nKlimaschutzziele.\r\nEs sollte nochmals überprüft werden, ob die 5 GW der neuen Kraftwerke der zweiten \r\nSäule ebenfalls mit einer verpflichtenden Umrüstung auf Wasserstoffnutzung versehen \r\nwerden. Die Umrüstung kann eine andere Ausgestaltung als in der ersten Säule \r\nannehmen, sollte jedoch so gestaltet sein, dass eine Vereinbarkeit der Laufzeiten der \r\nKraftwerke mit den Klimaschutzzielen sichergestellt ist (siehe Antwort auf Frage 25).\r\n27.Haben Sie weitere Anmerkungen zur Angemessenheit und zu den Auswirkungen \r\nder hier beschriebenen Maßnahme auf den Wettbewerb im Stromsektor? (3.500 \r\nZeichen)\r\nDie in dem KWSG avisierten 12 GW gesicherte Leistung schwächen den Wettbewerb am \r\nStrommarkt insgesamt. Angesichts der zunehmend entstehenden Negativstunden und \r\nPreisspitzen wird aktuell massiv in Flexibilität wie z.B. Batteriespeicher investiert. Eine \r\nKraftwerkstrategie hemmt diese Investitionsanreize, da Projektierer und Betreiber von \r\nz.B. Speichern mit geringeren Price Spreads, und somit mit geringeren Einnahmen \r\nrechnen müssen. Dieses \"Crowding out\" von anderweitigen Investitionen in grüne \r\nFlexibilitäten gilt es so weit wie möglich zu vermeiden. Die Subventionierung von fossilen \r\nGaskraftwerken vis-à-vis der am Markt finanzierten flexiblen Einheiten, ist zu kritisieren. \r\nKapazitätsmarkte wirken wie eine Markteintrittsbarriere auf innovative Technologien, die \r\nin den Markt hineindrängen. Aus diesem Grund ist mit volkwirtschaftlichen Ineffizienzen \r\nund insgesamt höheren Gesamtsystemkosten zu rechnen. Aus diesem Grund sind die \r\nVolumina von zusätzlichen geförderten Gaskraftwerke aus volkswirtschaftlicher Sicht \r\nunbedingt zu begrenzen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-10-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013260","regulatoryProjectTitle":"Green Planet Energy setzt sich für eine sehr restriktive Nutzung von CCS. Im Energiesektor sollte CCS keine Anwendung finden.","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e2/43/374860/Stellungnahme-Gutachten-SG2411200002.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Green Planet Energy eG | Hongkongstraße 10, 20457 Hamburg | green-planet-energy.de\r\nSTELLUNGNAHME ZUR ÄNDERUNG DES KOHLENDIOXID-SPEICHERUNGSGESETZES (KSPG)\r\nCCS gefährdetKlimaziele und Transformation \r\nzur zukunftsfähigen Wirtschaft\r\nGreen Planet Energy begrüßt die Anstrengungen der Bundesregierung, die Klimaziele \r\nDeutschlands zu erreichen und Maßnahmen zur CO₂-Reduktion voranzutreiben. Angesichts der \r\nVerpflichtungen aus dem Pariser Abkommen und dem Ziel, bis 2045 Netto-Null-Emissionen zu \r\nerreichen, erkennt die Bundesregierung Technologien wie Carbon Capture and Storage (CCS) \r\nund Carbon Capture and Utilization (CCU) als unverzichtbar an. Der vorliegende \r\nGesetzesentwurf zur Änderung des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes (KSpG) sieht die \r\nNutzung von CCS und CCU als wichtige Instrumente zur Erreichung der Klimaneutralität vor und \r\nlegt dafür den rechtlichen Rahmen für den Aufbau der Infrastruktur fest. \r\nCCS birgt zahlreiche Risiken technischer und wirtschaftlicher Natur und sollte aus diesem Grund \r\nso begrenzt wie möglich eingesetzt werden. Insbesondere im Energiesektor ergibt sich keinerlei \r\nNotwendigkeit CCS anzuwenden. Stattdessen zeigen sich gerade im Energiesektor, welche \r\nRisiken CCS bei der Verdrängung erneuerbarer und tatsächlich klimaschonender Technologien \r\nmit sich bringt. \r\nGreen Planet Energy bedankt sich für die Möglichkeit zum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung \r\ndes Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes (KSpG) Stellung zu nehmen. Folgende Aspekte werden \r\nin dieser Stellungnahme ausgeführt:\r\n• Kein CCS im Energiebereich und bei anderweitig dekarbonisierbaren Prozessen: CCS \r\nund CCU sollten ausschließlich für schwer vermeidbare Emissionen eingesetzt werden, \r\nfür die es aktuell keine emissionsfreien Alternativen gibt. Der Stromsektor sollte \r\ndagegen konsequent auf erneuerbare Energien ausgerichtet sein, um fossile Lock-in\u0002Effekte und eine langfristige Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen zu verhindern.\r\n• Chancen für grüne Wasserstoffwirtschaft nutzen: Der Ausbau von CCS-Infrastruktur \r\nund die Förderung von blauem Wasserstoff binden erhebliche finanzielle und personelle \r\nRessourcen, die für den Ausbau von erneuerbaren Energien und grünen Wasserstoff \r\nfehlen. Dies wird die Transformation zur klimaneutralen Energieversorgung \r\nverlangsamen und Deutschland im globalen Wettbewerb um grüne Technologien ins \r\nHintertreffen geraten lassen.\r\n• CO2-Vermeidung als ökonomische und ökologisch sinnvolle Priorität: CCS ist \r\nkostspielig, technisch komplex und bietet keine signifikanten Skaleneffekte. Die \r\nTechnologie birgt zudem erhebliche Umweltrisiken wie Erdbeben, Leckagen und den \r\nEinsatz gefährlicher Chemikalien. Die langfristige Sicherheit der CO2-Lagerung ist \r\nweiterhin unklar. Die Vermeidung von CO2-Emissionen muss oberste Priorität haben.\r\n• Entwurf zum KSpG anpassen: Eine Änderung im KSpG sollte sicherstellen, dass CCS\u0002Anschlüsse für alle vermeidbaren Emissionsquellen wie fossile Energieerzeugung \r\nuntersagt werden. Durch eine Verordnung können vermeidbare Emissionen definiert \r\nund der Fokus klar auf CO2-Vermeidung und erneuerbare Energien gelegt werden.\r\nGreen Planet Energy eG | Hongkongstraße 10, 20457 Hamburg | green-planet-energy.de\r\nKein CCS/CCU in der Energieerzeugung\r\nCCU und CCS sollten nur als ergänzende Maßnahmen für Bereiche zugelassen werden, in denen \r\neine Reduktion oder Umstellung auf emissionsfreie Alternativen aktuell nicht möglich ist. CCS \r\nkönnte in einigen wenigen „hard-to-abate“-Sektoren als Übergangstechnologien dienen, um \r\nverbleibende Emissionen zu mindern. Dies sollte aber zunächst kritisch untersucht werden. Die \r\nabsolute Priorität muss auf der Nutzung emissionsfreier Alternativen liegen.\r\nEin klimaneutraler Stromsektor ist die Grundlage für die Erreichung der nationalen Klimaziele, \r\ndenn vom Stromsektor ausgehend können viele weitere Sektoren wie Wärme und Verkehr mit \r\nklimaneutralem Strom versorgt werden. Dementsprechend ist die konsequente Ausrichtung des \r\nStromsektors auf klimaverträgliche und damit erneuerbare Technologien unverzichtbar. Die\r\nAnwendung von CCS und CCU in der Energieerzeugung steht deshalb im Widerspruch zu den \r\nZielen der Energiewende. Der Fokus sollte auf dem Ausbau erneuerbarer Energien und der \r\nReduktion fossiler Energieträger liegen, nicht auf Technologien, die deren Nutzung verlängern \r\nkönnten. CCS und CCU in der Energieerzeugung könnten dazu führen, dass fossile \r\nEnergiequellen wie Erdgas weiter genutzt werden („fossiler Lock-in“). Ein Einsatz von CCS in \r\nGaskraftwerken könnte zudem erhebliche Fördermittel binden, die besser für die beschleunigte \r\nElektrifizierung und für den Ausbau der Infrastruktur für erneuerbare Energien eingesetzt werden \r\nsollten. Auch aus wirtschaftlicher Sicht sollten die knappen Ressourcen der staatlichen \r\nFörderung primär in erneuerbare Energien fließen, anstatt fossile Energieträger weiter zu \r\nsubventionieren.\r\nIn der Gesetzesbegründung des KSpG wird ausführlich begründet, warum der Einsatz von CCS \r\nim Zusammenhang mit Kohle in § 33 Absatz 5 sinnvollerweise untersagt wird, unter anderem in \r\nfolgenden Abschnitten:\r\n„Angesichts der besonders durch die Verbrennung von Kohle verursachten \r\nKlimaschäden und der durch Kohleabbau verursachten Umweltschäden trägt diese \r\nRegelung dem gesetzlichen Anliegen, keine weiteren Anreize zur Verbrennung fossiler \r\nEnergieträger zu setzen, besonders Rechnung.“ \r\n„Die steigenden Zertifikatepreise im Europäischen Emissionshandel verteuern die \r\nNutzung fossiler Brennstoffe und setzen so effektiv Anreize zur Nutzung alternativer \r\nEnergiequellen. Diese Anreizwirkung kann durch die Nutzung von CCS und CCU in \r\nVerbindung mit Kohlekraft- oder Heizwerken vermindert werden. Wird die Abscheidung \r\nund Weiternutzung oder dauerhafte Speicherung des Kohlendioxids nachgewiesen, \r\nentfällt die Zertifikatabgabepflicht. Es drohen Lock-in-Effekte, also der Weiterbetrieb von \r\nKohlekraft- oder Heizwerken. Dies ist aus klimapolitischer Sicht problematisch, da \r\ndadurch der Ausbau von Erneuerbaren Energien und der Bau neuer, klimaschonender \r\nKraftwerke an wirtschaftlicher Attraktivität einbüßen können.“\r\nEben diese Argumente gelten auch für den Einsatz von CCS/CCU in Kombination mit fossilem \r\nGas. Die Vorkettenemissionen von fossilem Gas können erheblich sein und dazu führen, dass die \r\nEmissionen aus der Nutzung von fossilem Gas annähernd so hoch ausfallen, wie die Emissionen \r\nGreen Planet Energy eG | Hongkongstraße 10, 20457 Hamburg | green-planet-energy.de\r\naus der Nutzung von Kohle. Auch die Nutzung von fossilem Gas geht mit Umweltschäden einher, \r\ninsbesondere wenn für die Förderung von Gas Fracking-Methoden genutzt werden.\r\n1\r\nEs erschließt sich deshalb auch aus der Gesetzesbegründung nicht, warum die Nutzung von \r\nCCS/CCU in Kombination mit Kohleverfeuerung, aber nicht mit der Nutzung von fossilem Gas \r\nuntersagt wird.\r\nChance für Grüne Wasserstoffwirtschaft nutzen\r\nZur Sicherstellung der Versorgungssicherheit wird die Nutzung gasförmiger Energieträger im \r\nStromsektor notwendig sein. In welchem Umfang dies notwendig ist, ist umstritten und stark \r\nabhängig von den Entwicklungen im Bereich Strommarktdesign und der Flexibilisierung der \r\nStromproduktion und -nachfrage. Klar ist aber, dass gasförmige, klimaverträgliche \r\nEnergieerzeugung benötigt wird. Eine Kombination von fossilem Gas und CCU/CCS wird von \r\nTeilen der Industrie und Gaswirtschaft als schnelle und kostengünstige Lösung angepriesen. Dies \r\nist ein Irrweg und sollte dringend vermieden werden, auch um Chancen für die Grüne \r\nWasserstoffwirtschaft und den Wirtschaftsstandort Deutschland zu heben.\r\nDer Einsatz von CCS/CCU zur Wasserstoffproduktion für blauen Wasserstoff birgt erhebliche \r\nRisiken für den notwendigen Hochlauf von grünem Wasserstoff. Ein zentrales Problem liegt im \r\nWettbewerb um Investitionen und Ressourcen: Der Aufbau einer CCS-Infrastruktur und die \r\nFörderung von blauem Wasserstoff erfordern hohe Investitionen, die auch für den Ausbau grüner \r\nWasserstofftechnologien und erneuerbarer Energien dringend benötigt werden. Diese \r\nRessourcen- und Finanzallokation zugunsten fossiler Technologien wird die Entwicklung und \r\nSkalierung von grünem Wasserstoff erheblich verlangsamen. Anstatt den Übergang zu einer \r\nemissionsfreien Wasserstoffwirtschaft zu beschleunigen, wird die Transformation so gebremst \r\nund es besteht die Gefahr, den Anschluss an klimafreundliche Technologien zu verpassen.2\r\nZahlreiche Projekte für die Produktion von Grünem Wasserstoff stehen momentan vor einer \r\nzentralen Herausforderung: Abnehmer für den produzierten Wasserstoff zu finden. Der \r\nEnergiesektor könnte ein prognostizierbarer, verlässlicher Abnehmer für diese Projekte werden \r\nund damit signifikant dazu beitragen eine Abnahmestruktur für Elektrolyseure zu schaffen. Im \r\nKraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) plant die Bundesregierung momentan die Ausschreibung \r\nvon insgesamt 12 GW Gaskraftwerken. Ein verbindlicher Plan zur Umstellung auf die Nutzung von \r\nGrünem Wasserstoff dieser Gaskraftwerke ist im KWSG nicht enthalten. In Kombination mit einem \r\nKSpG, das die Nutzung von CCS/CCU bei Gaskraftwerken nicht ausschließt, gibt das fatale \r\nZeichen in Richtung Gas- und Erneuerbaren-Branche, dass die Nutzung von fossilem Gas - und \r\nsei es in Form von Blauem Wasserstoff - perspektivisch möglich und lohnenswert sei. \r\nCCS- und CCU-Technologien verlangsamen den Hochlauf von grünem Wasserstoff, verlängern\r\ndie Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen und binden finanzielle sowie infrastrukturelle \r\nRessourcen, die für die Erneuerbare-Energien-Wende unverzichtbar sind. Anstatt den Ausbau \r\nnachhaltiger Wasserstofflösungen voranzutreiben, besteht die Gefahr, dass die Transformation \r\ndes Energiesektors verschleppt wird, wenn fossile Lösungen weiter gefördert werden. Die \r\nwirtschaftlichen Risiken dieser Strategie sind erheblich und könnten Deutschland in der globalen \r\n1 Studie: LNG Boom in Deutschland Pläne, Kritik, Fakten, Hintergründe; Dr. Steffen Bukold\r\n2 Studie: Grün oder blau? Wege in die Wasserstoff-Wirtschaft; Dr. Steffen Bukold (Energy Comment), Fabian Huneke & \r\nMichael Claußner (Energy Brainpool)\r\nGreen Planet Energy eG | Hongkongstraße 10, 20457 Hamburg | green-planet-energy.de\r\nWasserstoffwirtschaft ins Hintertreffen geraten lassen. Wir bitten die Bundesregierung dringend \r\nsowohl die Regelungen im KWSG als auch die Regelungen im KSpG konsequent auf erneuerbare \r\nEnergien auszurichten. Damit werden nicht nur zwingend notwendige Signale für Klima- und \r\nUmweltschutz, sondern auch für die wirtschaftliche Zukunftsfähigkeit Deutschlands gesetzt.\r\nCO2-Vermeidung als Priorität\r\nIm Kampf gegen den Klimawandel sollte die Vermeidung von CO₂-Emissionen immer oberste \r\nPriorität haben. Vermeidungsstrategien, die auf Energieeffizienz, den Ausbau erneuerbarer \r\nEnergien und die Förderung einer Kreislaufwirtschaft setzen, sind daher grundlegend. Nur durch \r\neine Priorisierung der Vermeidung können langfristige Klimaziele wie die Klimaneutralität 2045 \r\nerreicht werden. \r\nEntgegen den optimistischen Prognosen der letzten Jahrzehnte gibt es global keine großflächige \r\nCCS-Infrastruktur. Die große Mehrzahl an CCS-Projekten ist bereits gescheitert3\r\n. Aufgrund der \r\nkomplexen und ortsabhängigen Technologie ist bei CCS nicht mit Lern- und Skaleneffekten, wie \r\nbei Photovoltaik oder Batterien zu rechnen. Im Gegensatz zu Solar- und Windenergie, bei denen \r\ndie Kosten durch Skaleneffekte in den letzten Jahrzehnten drastisch gesunken sind, konnte CCS \r\nsolche Effekte nicht verzeichnen. Die ökonomische Seite von CCS ist entsprechend \r\nproblematisch. CCS bleibt eine extrem teure Technologie, die ohne umfassende staatliche \r\nUnterstützung kaum realisierbar wäre. Jede CO2-Deponie muss individuell an die Geologie der \r\njeweiligen Lagerstätte angepasst werden, was immense Kosten verursacht und \r\nStandardisierungen nahezu unmöglich macht. Sollten CCS-Projekte in größerem Maßstab \r\nausgebaut werden, wäre eher mit steigenden Preisen zu rechnen, da die Anzahl spezialisierter \r\nUnternehmen für diesen Bereich begrenzt ist.\r\nNahezu alle großen CCS-Anlagen dienen aktuell primär dazu, den hohen CO₂-Gehalt profitabler \r\nErdgasvorkommen zu senken. In der Praxis wird damit kein echter Beitrag zum Klimaschutz \r\ngeleistet, sondern lediglich eine technische Notwendigkeit erfüllt, um Erdgas wirtschaftlich \r\nnutzbar zu machen. Für den Klimaschutz ist der Nettonutzen solcher CCS-Anwendungen daher \r\nnahe Null, zumal große CO₂-arme Erdgasvorkommen existieren, bei denen der Einsatz von CCS \r\nohnehin vermeidbar wäre.\r\nAuch Umweltrisiken sind eng mit CCS verbunden. Laut einem Evaluationsbericht der \r\nBundesregierung birgt die Technologie zahlreiche Umweltgefahren, die derzeit nicht sicher \r\nkontrolliert werden können. Diese Risiken umfassen unter anderem gefährliche Chemikalien, die \r\nin den Capture-Anlagen zum Einsatz kommen, sowie mögliche Leckagen bei CO₂-Pipelines. In \r\nden betroffenen Regionen kommt es zu einem drastischen Rückgang der Biodiversität. Bei der \r\nVerpressung großer Mengen CO₂ steigt zudem das Risiko von Erdbeben, die Risse in den \r\nDeckschichten der Lagerstätten verursachen und den Austritt des CO₂ begünstigen können.4\r\nIm Anbetracht aller ökologischer und ökonomischer Risiken wird klar, dass die Vermeidung von \r\nCO2 die einzig sinnvolle, denn kostengünstige, umweltverträgliche und sichere Lösung ist.\r\n3 https://ieefa.org/resources/carbon-capture-crux-lessons-learned\r\n4 Deutscher Bundestag Drucksache 20/5145 --- Evaluierungsbericht der Bundesregierung zum \r\nKohlendioxid-Speicherungsgesetz\r\nGreen Planet Energy eG | Hongkongstraße 10, 20457 Hamburg | green-planet-energy.de\r\nGesetzesänderung im KSpG\r\nUm den in dieser Stellungnahme aufgeführten Argumenten Rechnung zu tragen, bitten wir die \r\nBundesregierung folgende Änderung am aktuellen Entwurf des KSpG in § 33 Abs. 5\r\nvorzunehmen:\r\n„(5) Abweichend von Absatz 1 sind Betreiber von Kohlendioxidleitungsnetzen und \r\nKohlendioxidspeichern verpflichtet, Unternehmen den Anschluss an ihr \r\nKohlendioxidleitungsnetz und ihre Kohlendioxidspeicher und den Zugang zu denselben \r\nzu verweigern, wenn die Entstehung des aufzunehmenden Kohlendioxids nach dem \r\nStand der Technik vermeidbar war oder das aufzunehmende Kohlendioxid durch die \r\nVerbrennung von Kohle in einer Anlage und Verbrennungseinheit zur Energieerzeugung \r\nnach Anhang 1 Teil 2 Nummer 1 bis 4 des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes und \r\nim räumlichen Geltungsbereich des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes \r\nentstanden ist. [...]“ (Vorschlag zur Änderung fett)\r\nDieser Änderungsvorschlag entstammt einer Stellungnahme des Sachverständigenrats für \r\nUmweltfragen5 und erweitert die Pflicht Kohlekraftwerken den Anschluss zu verweigern auf alle \r\nEmissionsquellen, die nach dem Stand der Technik vermeidbar wären. Die Festlegung, welche \r\nEmissionsquellen das betrifft, welche also nach dem Stand der Technik vermeidbar wären, \r\nsollten im Rahmen einer Verordnung definiert werden. Diese könnte auf die bereits in § 33 Abs. 5 \r\nS. 3 KSpTG-Entwurf vorgesehene Ermächtigung gestützt werden. Die fossile Energieerzeugung, \r\ninsbesondere auch in Form der Nutzung von fossilem Gas, ist hierbei als vermeidbare \r\nEmissionsquelle einzustufen. Denn die Emissionen können durch die Nutzung und den Ausbau \r\nErneuerbarer Energien vermieden werden und sollten dementsprechend nicht unterirdisch \r\nverpresst werden.\r\nI\r\n5 Sachverständigenrat für Umweltfragen - CCS in Deutschland rechtlich auf unvermeidbare Restemissionen \r\nbegrenzen: Stellungnahme zur KSpG-Novelle"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-11-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013662","regulatoryProjectTitle":"Bürgerwerke, EWS Schönau, Green Planet Energy und Naturstrom setzen sich für eine ambitionierte Energiepolitik in der kommenden Legislatur ein. ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/20/44/383602/Stellungnahme-Gutachten-SG2412120023.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Seite 1 von 3\r\nWETTBEWERBLICH. BÜRGERNAH. FLEXIBEL. \r\nDie Energiewende in der kommenden Legislatur erfolgreich fortführen\r\nPositionspapier der Öko-Energieversorger zur Bundestagswahl 2025\r\nNovember 2024\r\nMit den Ausbau-Erfolgen in der ersten Hälfte der 2020er haben die Erneuerbaren Energien gezeigt, dass sie eine siche\u0002re, unabhängige Energieerzeugung Deutschlands gewährleisten können. Ebenso sind sie der einzig nachhaltige Weg, \r\num die nationalen Klimaschutzziele zu erreichen.\r\nDiese Erfolge gilt es nun auch in der kommenden Legislatur fortzuführen, auszubauen und gleichzeitig die Bürger:innen \r\nnoch stärker dabei mitzunehmen. Entscheidend dafür wird sein, dass die vielfältigen Vorteile der Energiewende für die \r\nMenschen spürbarer werden. Sie macht Deutschland zukunftssicher durch eine nachhaltige, resiliente und günstige \r\nEnergieversorgung, schafft Wertschöpfung und Arbeitsplätze, auch in ländlichen Regionen, und macht das Land unab\u0002hängiger von Lieferungen fossiler Energieträger aus autoritären Staaten.\r\nDie Finanzierung der Energiewende muss über Legislaturen und Haushaltsverhandlungen hinweg nachhaltig gesichert \r\nwerden. Das schafft Planungssicherheit. Sichere Investitionen in eine klimafreundliche Infrastruktur sind zentral für \r\nwirtschaftliches Wachstum und gesellschaftlichen Zusammenhalt. \r\nKlimafreundliche und wettbewerbsfähige Marktbedingungen\r\nInsbesondere die klimaneutrale Transformation des Stromsektors hat in den letzten Jahren große Fortschritte gemacht. \r\nWichtig wird es nun sein, die Bemühungen beizubehalten, auszubauen und dass der Wärme- und der Verkehrssektor \r\nnachziehen und die Lücke zu den Klimazielen geschlossen wird, damit Deutschland auf einen “Paris-konformen Pfad” \r\nkommt.\r\nDafür bedarf es klimafreundlicher und wettbewerbsfähiger Marktbedingungen, die ein sektorenübergreifendes Level\u0002Playing-Field schaffen. Erneuerbare Energien sollten am Markt teilnehmen können, ohne gegenüber fossilen Energie\u0002trägern benachteiligt zu werden. Dies senkt den Förderbedarf und damit die Kosten für die Energiewende.\r\nMaßgebend für die Schaffung eines Level-Playing-Fields ist ein ambitionierter CO2-Preis, der die langfristigen Kosten \r\nvon kohlenstoffintensiven Brennstoffen einpreist. Deutschland muss den Übergang vom nationalen Brennstoff-Emissi\u0002onshandel zum ETS II frühzeitig ausgestalten und mit Mindestpreisen absichern, um Planungssicherheit für die Indus\u0002trie und die gesamte Wirtschaft zu schaffen. Starke CO2-Preise müssen mit einem sozialen Kompensationsmechanis\u0002mus (Einführung eines sozial gestaffelten Klimagelds) einhergehen, um die Akzeptanz für diese zu gewährleisten und \r\nökonomische Impulse zu setzen. Ohne sozialen Ausgleich wird die Energiewende ins Stocken kommen. \r\n \r\nAuch ist für faire Wettbewerbsbedingungen zwischen den Energieträgern entscheidend, dass klimaschädliche Sub\u0002ventionen abgebaut werden. Dies stärkt nicht nur den Klimaschutz und neue Geschäftsmodelle, sondern sorgt grund\u0002legend für zusätzliche Spielräume im angespannten (Bundes-)Haushalt.\r\nEin Level-Playing-Field mit niedrigen Strompreisen stärkt die weitere Elektrifizierung der Sektoren Verkehr und Wärme \r\nund macht die damit verbundene Sektorenkopplung und die dringende Flexibilisierung attraktiver. Die Absenkung der \r\nStromsteuer auf das europarechtliche Minimum und eine Streckung der Netzausbaukosten über ein Amortisationskonto \r\nkönnen hierfür wichtige Impulse geben.\r\nSeite 2 von 3\r\nBürgernahe Ausgestaltung der Energiewende \r\nEine wichtige Rolle bei der Transformation des Energiesystems spielt die Beteiligung von Bürger:innen als Antreiber für \r\nmehr Akzeptanz. Die Erfolge der Energiewende müssen spürbar für die Bürgerinnen und Bürger werden, sei es durch \r\ngeringere Energiepreise vor Ort im Rahmen des Baus und Betriebs von Erneuerbare-Energien-Anlagen oder durch die \r\nTeilhabe an der lokalen Wertschöpfung durch eine verpflichtende kommunale Abgabe und weitere bürgernahe Be\u0002teiligungsmodelle. Die Möglichkeit des Energy Sharings bietet Teilhabe und Mitsprache und sollte deshalb attraktiver \r\nausgestaltet werden, als es die aktuelle Umsetzung vorsieht.\r\nAuch im urbanen Raum müssen die Menschen durch dezentrale und bürgernahe Versorgungsmodelle an der Energie\u0002wende teilhaben können. Mit Mieterstrom und der Gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung sind wichtige regulatorische \r\nModelle am Markt, deren Erfolg aber insbesondere von einer gelungenen Digitalisierung der Verteilnetzbetreiber und \r\nvom Smart-Meter-Rollout abhängig ist. \r\nStrommarkt reformieren \r\nDie garantierte Förderung hat in der Vergangenheit die nachhaltige Stromerzeugung massentauglich gemacht. Schon \r\nheute decken Erneuerbare Energien den mehrheitlichen Anteil am Stromverbrauch, bereits in wenigen Jahren werden \r\nWind und Solar die dominierenden Energieträger im Stromsystem sein. Der dafür notwendige Ausbau wird partikular \r\nund in Abhängigkeit vom Marktumfeld förderfrei passieren, braucht aber in Teilen weiterhin einen staatlich abgesicher\u0002ten Refinanzierungsrahmen. Die angekündigte Umstellung der Fördersystematik auf Contracts for Difference (CfD) mit \r\nRückzahlungsmechanismus ist dabei nur folgerichtig. Entscheidend für die Weiterentwicklung der staatlichen Rahmen\u0002bedingungen ist jedoch, die Marktintegration der Erneuerbaren Energien und die Akteursvielfalt der Energiewende \r\nweiter in den Mittelpunkt zu stellen. Es darf bei der Umstellung auf ein neues Förderregime keinen Einbruch beim \r\nAusbau geben, auch eine tiefgreifende Verunsicherung der Marktteilnehmer mit einem Modell zu hoher Komplexität gilt \r\nes zu vermeiden. Stattdessen muss die Refinanzierung der Erneuerbaren-Energien-Projekte weiter abgesichert werden. \r\nEine wichtige Voraussetzung für ein zukünftiges Fördersystem ist eine praktikable Wechselmöglichkeit zwischen der \r\nCfD-Förderung und der sonstigen Direktvermarktung (PPAs).\r\nDie Flexibilisierung des Energiesystems ist entscheidend, um den möglichst schnellen Ausstieg aus der fossilen \r\nEnergieerzeugung zu realisieren, die Transformation kosteneffizient umzusetzen, innovative Geschäftsmodelle zu er\u0002möglichen und gleichzeitig die hohe Versorgungssicherheit beizubehalten. Einerseits muss sich der Stromverbrauch \r\ndurch temporäre Lastverschiebungen stärker am Dargebot von Wind- und Solarstrom ausrichten, andererseits muss die \r\nEnergieeinspeisung ins Netz durch Technologiekombinationen und den Einsatz von Speichern steuerbarer werden. Somit \r\nkann auch der Bau von thermischen Back-Up-Kraftwerken (bspw. Gaskraftwerke) reduziert werden.\r\nDafür benötigt es zwingend einen funktionierenden Smart-Meter-Rollout, der sicherstellt, dass in den kommenden \r\nJahren flächendeckend sowohl kleinere als auch große Erzeugungsanlagen und Verbraucher digitalisiert werden. Erst \r\ndann können sich diese auch an marktlichen Anreizen ausrichten, wie beispielsweise an dynamischen Preisstrukturen \r\nund Netzentgelten, ohne dass regulatorische Eingriffe notwendig sind.\r\nSpeicher sind eines der zentralen Elemente, um das Energiesystem flexibel auszurichten. Häufig verhindert jedoch die \r\nbisherige Regulatorik den wirtschaftlichen Betrieb. Mit Multi-Use-Konzepten können Speicher einen wichtigen Beitrag \r\nleisten. Hierfür muss die Gesetzgebung weiterhin dringend angepasst werden.\r\nWir setzen auf marktwirtschaftliche Signale, um auch dezentrale Flexibilitäten für Versorgungssicherheit anzureizen. \r\nRein zentrale Kapazitätsmechanismen lehnen wir ab, da es hier oft zu einer indirekten Vorfestlegung auf thermische \r\nund fossile Kraftwerke kommt, Überkapazitäten und hohe Kosten für die Allgemeinheit geschaffen werden. Falls ein \r\nKapazitätsmechanismus eingeführt wird, sollte dieser auch dezentrale Flexibilitäten, Speicher und Lastflexibilität \r\nberücksichtigen. Hierdurch können hohe Kosten verhindert werden, die bei Überkapazitäten durch zentrale Elemente im \r\nKapazitätsmarkt voraussichtlich entstehen.\r\nLokale Signale werden im Strommarkt der Zukunft eine wichtige Rolle spielen. Diese können einen effizienten Anreiz \r\nzum systemdienlichen Stromverbrauch geben und sind in den meisten europäischen Ländern bereits üblich.\r\nSeite 3 von 3\r\nWärmewende priorisieren\r\nDie Erfolge des Stromsektors dürfen nicht dazu führen, dass die Dekarbonisierung der anderen Sektoren vernachlässigt \r\nwird. Die Wärmewende muss als gleichwertiges Ziel in den Fokus rücken. Denn nur damit können die Klimaschutzziele \r\nerreicht werden, die Wirtschaft modernisiert und die Wärmeversorgung krisensicher und unabhängiger von Energie\u0002importen gemacht werden. Statt irreführender Debatten brauchen wir eine Versachlichung. Effizienz ist eine zentrale \r\nSäule für das Gelingen der Energiewende im Allgemeinen und der Wärmewende im Besonderen. Erneuerbare Wärme\u0002bereitstellung muss mit dem Stromsektor verzahnt werden, und zwar so, dass die schwankende Erzeugung von Wind \r\nund PV im gesamten Energiesystem effizient genutzt werden kann. Wärmepumpen sind in verschiedenen Bereichen, \r\nvon Wohngebäuden bis hin zu industriellen Anlagen, sowie in Verbindung mit Wärmenetzen einsetzbar. Sie sollten, wo \r\ntechnisch möglich und wirtschaftlich sinnvoll, zum Standard werden. Aufgrund ihrer Kühlfunktion bieten Wärmepumpen \r\nneben ihrer Klimaschutz-Wirkung auch Vorteile für die Klimaanpassung. Darüber hinaus sind grüne Wärmenetze eine \r\nwichtige und sinnvolle Möglichkeit, flächendeckend den Wärmesektor zu dekarbonisieren.\r\nBeide Varianten setzen zunächst Investitionen voraus, die sich erst im Laufe der Betriebszeit gegenüber Investitionen in \r\nfossilen Energieträger rentieren. Daher sind stabile, langfristige Markt- und Förderbedingungen von großer Relevanz. \r\nDie Bundesförderung für effiziente Gebäude muss so aufgestellt werden, dass nicht mit jeder zukünftigen Haushaltsde\u0002batte die Förderung in Frage gestellt werden kann. Auch muss diese möglichst bürokratiearm beantragt werden können.\r\nFür Wärmenetze könnte ein staatliches Bürgschaftsprogramm ein wichtiges Signal für den Mittelstand und für die \r\nFremdkapital-Beschaffung sein, damit sich private Investitionen langfristig lohnen und auch kleinere und mittelständi\u0002sche Akteure die Wärmewende mitgestalten können."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-11-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018098","regulatoryProjectTitle":"Green Planet Energy unterzeichnet in einem breiten Akteursbündnis einen von Germanwatch koordinierten Brief","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e2/ee/579756/Stellungnahme-Gutachten-SG2507080003.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Bundesministerin für Wirtschaft und Energie\r\nKatherina Reiche\r\nBundesministerium für Wirtschaft und Energie\r\n10100 Berlin\r\nBerlin, xx.07.2025\r\nDie Kraftwerksstrategie zum Motor der Wasserstoffwirtschaft machen \r\nSehr geehrte Frau Bundesministerin Reiche,\r\neine sichere, klimaneutrale und bezahlbare Energieversorgung ist für den Wirtschafts- und Industriestandort \r\nDeutschland von zentraler Bedeutung. Mit Sorge blicken wir, die unterzeichnenden Verbände und \r\nUnternehmen, jedoch auf die Pläne der Bundesregierung, im Rahmen der Kraftwerksstrategie bis zu 20 GW \r\nGaskraftwerke auszuschreiben ohne konkreten Fahrplan für die Umstellung dieser Kraftwerke auf grünen\r\nWasserstoff. Hierdurch werden geopolitische Risiken und Abhängigkeiten von fossilen Energieimporten \r\nsowie Preissprünge bei der Energieversorgung verstärkt. Gleichzeitig besteht die Chance, mit den richtigen \r\nWeichenstellungen im Rahmen der Kraftwerksstrategie Versorgungssicherheit, Resilienz und heimische \r\nWertschöpfung zu stärken und damit wichtige Schritte hin zu einem langfristig kostengünstigen, auf \r\nerneuerbaren Energien basierten Stromsystem umzusetzen:\r\n1. Wasserstoffkraftwerke sind die ideale Ergänzung zu anderen Flexibilitäten im Stromsystem:\r\nDie Produktion und Nutzung von Wasserstoff in Kraftwerken stärken die Effizienz und Resilienz des \r\ngesamten Energiesystems. Elektrolyseure können in Zeiten strukturellen Stromüberschusses die \r\nProduktion hochfahren, der daraus gewonnene Wasserstoff kann in Zeiten so genannter \r\nDunkelflauten zur Stromerzeugung genutzt werden. In dieser Eigenschaft unterscheiden sich\r\nWasserstoffkraftwerke von Kraftwerken mit CCS, die weniger flexibel agieren, auf möglichst hohe \r\nLaufzeiten ausgelegt wären sowie zugleich geopolitische Risiken und Abhängigkeiten erhöhen und \r\ndamit in Summe höhere volkswirtschaftliche Kosten verursachen würden.\r\n2. Verbindliche Wasserstoffnachfrage generiert zusätzliche Wertschöpfung in Deutschland:\r\nDie Kraftwerksstrategie bietet die Chance, dem noch zu zögerlichen Wasserstoffhochlauf in \r\nDeutschland einen entscheidenden Impuls zu geben, indem verbindliche Dekarbonisierungspfade\r\nfür die Kraftwerke eine gesicherte Wasserstoffnachfrage generieren. So wird erhebliche zusätzliche \r\nWertschöpfung in der Produktion von Anlagen sowie der Erzeugung und Nutzung von Wasserstoff \r\nermöglicht: Deutschland ist Sitz mehrerer führender Elektrolyseurshersteller und aktuell \r\nInnovationsführer in diesem Sektor. Die heimischen Produktionskapazitäten für Elektrolyseure \r\nwurden in den vergangenen Jahren hochskaliert und liegen aktuell bei ca. 5 GW pro Jahr. Damit \r\nsich diese Entwicklung und die getätigten Investitionen auszahlen, braucht es einen starken \r\nHeimatmarkt mit Elektrolyseprojekten und gesicherter Wasserstoffnachfrage in Deutschland. So \r\nkönnen sich deutsche Hersteller auch für Exportmärkte gut positionieren und einen erheblichen \r\nBeitrag zu den Elektrolyse-Zielen für 2030 aus der deutschen und europäischen\r\nWasserstoffstrategie sowie zum wachsenden globalen Markt leisten.\r\n3. Beschleunigter Wasserstoffhochlauf stärkt den Industrie- und Produktionsstandort Deutschland:\r\nEin durch einen Nachfrageimpuls aus der Kraftwerksstrategie beschleunigter Wasserstoffhochlauf\r\nsenkt die Erzeugungskosten für Wasserstoff und wirkt sich somit positiv auf die Versorgung der\r\nIndustrie-Sektoren aus, die mittel- bis langfristig in jedem Fall auf Wasserstoff für die \r\nTransformation angewiesen sind. Damit werden der Industrie- und Produktionsstandort \r\nDeutschland gestärkt – dies wirkt einer Abwanderung der Industrie effektiv entgegen.\r\n4. Wasserstoffkraftwerke sichern als Ankernachfrager den Aufbau des Kernnetzes ab\r\nMit der Planung und der begonnen Umsetzung für das Wasserstoffkernnetz ist eine zentrale \r\nGrundvoraussetzung für einen erfolgreichen Wasserstoffhochlauf und die Dekarbonisierung \r\nindustrieller Schlüsselsektoren bereits gelegt. Wasserstoffbetriebene Kraftwerke sind hierbei als \r\nAnkernachfrager ein zentraler Baustein um eine frühzeitige Auslastung des Kernnetzes \r\nsicherzustellen. Eine Verzögerung oder gar ein Wegfallen dieser Ankernachfrager würde das \r\nFinanzierungskonzept des Kernnetzes vor erhebliche Herausforderungen stellen und für die \r\nWasserstoffversorgung der Industrie hohe Mehrkosten verursachen.\r\n5. Dekarbonisierung des Stromsystems ist Voraussetzung zur Erreichung der Klimaziele:\r\nNicht zuletzt: Das Erreichen der deutschen und europäischen Klimaziele inklusive der Einhaltung \r\neines Paris-kompatiblen Reduktionspfades der CO2-Emissionen ist wesentlich vom Energiesektor\r\nabhängig. Die Dekarbonisierung des Stromsystems auf die lange Bank zu schieben, indem \r\nSubventionen für Gaskraftwerke ohne Konditionalisierung vergeben werden, erhöht den \r\nTransformationsdruck auf die anderen Sektoren und erschwert ihnen zugleich die Möglichkeit zur \r\nEmissionsminderung durch direkte und indirekte Elektrifizierung als effektivster\r\nKlimaschutzstrategie.\r\nHandlungsbedarf für die Bundesregierung\r\nViele Projekte und Investitionen in die Produktion von grünem Wasserstoff stehen in den Startlöchern. Mit \r\nder Kernnetzplanung, der Wasserstoffbank und Förderprogrammen wie den IPCEI sind wichtige Grundlagen \r\nbereits geschaffen. Die finalen Investitionsentscheidungen hängen in vielen Fällen an der Verbindlichkeit der \r\nNachfrage. Die Bundesregierung hat mit der Kraftwerksstrategie jetzt die Chance, diese Unsicherheiten\r\ndeutlich zu reduzieren und so Investitionen in eine resiliente und langfristig gesicherte Energieversorgung zu \r\nermöglichen. Dazu sollte die Bundesregierung: \r\n• für die Gesamtheit der ausgeschriebenen Kraftwerksleistung einen verbindlichen Dekarbonisie\u0002rungspfad festlegen, der nachvollziehbare, aber ambitionierte Vorgaben für die Umstellung auf \r\ngrünen Wasserstoff enthält und damit eine planbare und verbindliche Wasserstoffnachfrage\r\nabsichert;\r\n• bei der Ausgestaltung des verbindlichen Dekarbonisierungspfades sowohl eine physische als auch \r\ninnerhalb von Deutschland bilanzielle Belieferung von Wasserstoff an die Kraftwerke zulassen. So \r\nwird eine frühzeitige Versorgung der Kraftwerke auch in Süddeutschland und ein stetiger Hochlauf \r\nder Nachfrage ermöglicht;\r\n• eine Überdimensionierung des Kraftwerksparks und damit erhöhte Systemkosten vermeiden, \r\nindem zunächst ein no-regret Minimum an Kraftwerksleistung ausgeschrieben wird. Weitere \r\nAusschreibungen sollten basierend auf einem fortlaufenden gesamtsystemischen Assessment \r\nerfolgen, das auch die Entwicklung von Speichern und Flexibilitäten im Stromsystem berücksichtigt\r\nund so den kostengünstigsten Pfad zur vollständigen Dekarbonisierung des Stromsystems \r\nermöglicht.\r\nSehr geehrte Frau Bundesministerin Reiche, die Umsetzung der Kraftwerksstrategie kann der \r\nentscheidende Impuls für den noch stockenden Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft in Deutschland werden. \r\nEin Offenhalten der Dekarbonisierungsperspektive für die Kraftwerke wäre hingegen ein fatales Signal an \r\ndie Wasserstoffwirtschaft in Deutschland und der EU. Nutzen Sie die Chance, mit den richtigen \r\nWeichenstellungen Resilienz und Wertschöpfung für den Industriestandort Deutschland zu sichern und \r\nzugleich zentrale Elemente für die von Ihnen angekündigte Resilienzstrategie anzustoßen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0018428","regulatoryProjectTitle":"Green Planet Energy beauftragte das FOES mit einer Studie zu klimaverträglichen Nutzung der Mittel im KTF bzw. des Sondervermögens. ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/87/6a/588140/Stellungnahme-Gutachten-SG2507210007.pdf","pdfPageCount":34,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"POLICY BRIEF 07/2025\r\n \r\nKTF-Mittel zielgenau und wirksam \r\neinsetzen\r\nBewertungskriterien und erste Einordnung staatlicher\r\nFörderungen im Bereich Energiepolitik\r\nSwantje Fiedler, Simon Meemken, Carolin Schenuit, \r\nFlorian Zerzawy • Juli 2025\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 2 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\nInhalt\r\nDer Klima- und Transformationsfonds (KTF) soll zent\u0002rale Investitionen in die Klimaneutralität finanzieren. \r\nAngesichts begrenzter Mittel – jährlich 10 Mrd. Euro \r\naus dem Sondervermögen SV Infra – ist ein strategi\u0002scher Mitteleinsatz entscheidend. Politisch diskutiert \r\nwerden unter anderem Ausgaben für fossile Infrastruk\u0002tur, Gasspeicherumlage oder Strompreis-Entlastun\u0002gen. Viele dieser Maßnahmen verfehlen jedoch zent\u0002rale Kriterien der Klimawirkung und Effizienz.\r\nDiese Analyse bewertet ausgewählte Maßnahmen \r\nnach Klimaschutzwirkung, Fördereffizienz, Hebel- und \r\nInnovationswirkung, Verteilungswirkungen sowie \r\nKompatibilität mit dem Politikmix. Maßnahmen wie die \r\nFörderung neuer Gaskraftwerke oder H₂-ready-Gas\u0002heizungen schneiden schlecht ab, da sie hohe Kosten, \r\ngeringe Klimawirkung und Zielkonflikte mit sich brin\u0002gen. Dagegen werden Wärmepumpenförderung und \r\nbegrenzt auch H₂-fähige Kraftwerke als wirksam einge\u0002stuft, wenn klare Umrüstverpflichtungen bestehen.\r\nFür eine zielgerichtete und generationengerechte \r\nAusgabenpolitik braucht es transparente Folgenab\u0002schätzungen, klare Förderkriterien, ein kontinuierli\u0002ches Monitoring und den Abbau klimaschädlicher \r\nSubventionen.\r\nVeröffentlichung: Juli 2025\r\nHerausgeber\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft (FÖS) \r\nSchwedenstraße 15a\r\n13357 Berlin\r\nTel +49 (0) 30 76 23 991 – 30\r\nFax +49 (0) 30 76 23 991 – 59\r\nfoes.de - foes@foes.de\r\nÜber das FÖS\r\nDas Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V. \r\n(FÖS) ist ein überparteilicher und unabhängiger politi\u0002scher Think Tank. Wir setzen uns seit 1994 für eine Wei\u0002terentwicklung der sozialen Marktwirtschaft zu einer \r\nökologisch-sozialen Marktwirtschaft ein und sind ge\u0002genüber Entscheidungsträger*innen und Multiplika\u0002tor*innen Anstoßgeber wie Konsensstifter. Zu diesem \r\nZweck werden eigene Forschungsvorhaben\r\ndurchgeführt, konkrete Konzepte entwickelt und \r\ndurch Konferenzen, Hintergrundgespräche und Bei\u0002träge in die Debatte um eine moderne Umweltpolitik \r\neingebracht. Das FÖS setzt sich für eine kontinuierli\u0002che ökologische Finanzreform ein, die die ökologische \r\nZukunftsfähigkeit ebenso nachhaltig verbessert wie \r\ndie Wirtschaftskraft.\r\nBildnachweise\r\nFoto Titelseite: Michael Myers auf Unsplash\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 3 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Warum eine zielgenaue und wirksame Mittelverwendung zentral ist ................................................................6\r\n2 Was sind zusätzliche Klimaschutzinvestitionen, was nicht? ................................................................................ 7\r\n2.1 Investitionen und Zusätzlichkeit: Definitionen, Lücken und das Risiko klimaschädlicher Schulden.........7\r\n2.1.1 Zusätzlichkeit................................................................................................................................................................................... 7\r\n2.1.2 Investitionen ................................................................................................................................................................................... 8\r\n2.2 Wofür das Geld verwendet werden sollte.......................................................................................................................... 9\r\n3 Kriterien für (schuldenfinanzierte) Klimaschutzinvestitionen............................................................................ 11\r\n3.1 Kriterium Klimaschutzwirkung...............................................................................................................................................12\r\n3.2 Kriterium Fördereffizienz .........................................................................................................................................................13\r\n3.3 Kriterium (investive) Hebelwirkung .....................................................................................................................................14\r\n3.4 Kriterium Innovationswirkung................................................................................................................................................15\r\n3.5 Kriterium Politikmix (Passgenauigkeit)..............................................................................................................................16\r\n3.6 Kriterium Verteilungswirkungen........................................................................................................................................... 17\r\n4 Bewertung ausgewählter energiepolitischer Maßnahmen ................................................................................. 18\r\n4.1 Energiewirtschaft.........................................................................................................................................................................18\r\n4.1.1 Förderung von Erdgaskraftwerken......................................................................................................................................18\r\n4.1.2 Förderung von Wasserstoffkraftwerken............................................................................................................................ 21\r\n4.1.3 Vergleich der Bewertungen................................................................................................................................................... 23\r\n4.2 Gebäude......................................................................................................................................................................................... 23\r\n4.2.1 Förderung von Wärmepumpen im Bestand...................................................................................................................24\r\n4.2.2 Förderung von H2-ready Gasheizungen ......................................................................................................................26\r\n4.2.3 Förderung von Effizienzmaßnahmen an der Gebäudehülle................................................................................28\r\n4.2.4 Vergleich der Bewertungen............................................................................................................................................... 30\r\n5 Handlungsempfehlungen........................................................................................................................................... 31\r\nLiteraturverzeichnis ............................................................................................................................................................33\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 4 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\nZusammenfassung der Ergebnisse\r\nZur Frage, wie die für den Klima- und Transformationsfonds (KTF) vorgesehenen Mittel aus dem Sondervermögen \r\neingesetzt werden sollen, gibt es eine intensive politische Debatte. So hat die Bundesregierung im Koalitionsvertrag \r\nfestgeschrieben, dass sie fossile Infrastruktur (z.B. neue Gaskraftwerke) fördern will und kürzlich angekündigt, dass \r\ndie Gasspeicherumlage aus dem Fonds bezahlt werden soll. Auch weitere Maßnahmen zur Strompreissenkung \r\nkönnten aus dem KTF finanziert werden. \r\nKlar ist: Die zusätzlichen Mittel von 10 Mrd. Euro pro Jahr, die dem KTF aus dem Sondervermögen Infrastruktur und \r\nKlimaneutralität (SV Infra) über die nächsten zehn Jahre zufließen, werden nicht ausreichen, um alle öffentlichen \r\nFinanzbedarfe zu decken, die für den Klimaschutz nötig sind. Viele Studien zeigen, dass die Bedarfe deutlich höher \r\nsind. Umso notwendiger ist es, sorgfältig zu prüfen, welche Ausgaben mit den knappen Mitteln finanziert werden \r\nsollten, damit sie zielgenau die bestmögliche Wirkung für den Klimaschutz erreichen. Zumal es sich um neue Schul\u0002den handelt, die kommende Generationen zurückzahlen müssen. Rein konsumtive Ausgaben, wie die Gasspei\u0002cherumlage oder die Senkung der Stromsteuer sind daher schon aus diesem Grund nicht geeignet zur Schul\u0002denfinanzierung. Eine Finanzierung über Mittel aus dem Sondervermögen wäre auch aufgrund der Zweckvorga\u0002ben des Grundgesetztes für das SV Infra nicht möglich. Auch für die Mittel aus den Emissionshandelseinnahmen im \r\nKTF gibt es klare Vorgaben und Begrenzungen für Form und Umfang der möglichen Ausgleichszahlungen, basie\u0002rend auf den europarechtlichen Vorgaben der ETS-Richtlinie. \r\nDie Bundesregierung sollte daher vor jeder Festlegung auf Maßnahmen eine Folgenabschätzung durchführen. \r\nDiese sollte mindestens folgende Kriterien beinhalten, die in der Evaluierung von Politikinstrumenten bereits viel\u0002fach eingesetzt werden:\r\n Klimaschutzwirkung: Beitrag einer Maßnahme zur Minderung von Treibhausgasemissionen\r\n Fördereffizienz: Kosten pro eingesparte Tonne\r\n Hebelwirkung: Mobilisierung privaten Kapitals\r\n Innovationswirkung: Beitrag zur langfristigen Transformation in Richtung Klimaneutralität\r\n Politikmix (Passgenauigkeit): Kohärenz zu anderen regulatorischen, marktlichen oder steuerlichen \r\nRahmenbedingungen\r\n Verteilungswirkungen: Unterstützung von Haushalten mit niedrigem Einkommen, bürgernahen Akt\u0002euren oder strukturschwachen Regionen\r\nSofern nicht für alle Kriterien umfassende Wirkungsabschätzungen durchgeführt werden können und/oder quan\u0002titative Effekte nicht eindeutig ermittelbar sind, sollten zumindest Wirkungsketten klar analysiert und bewertet \r\nwerden. \r\nAuf Grundlage der o.g. Kriterien haben wir anhand vorhandener Studien eine erste Bewertung von ausgewählten \r\nenergiepolitischen Maßnahmen vorgenommen, die bereits im KTF angelegt sind oder deren Finanzierung aus dem \r\nKTF in der Diskussion ist. \r\n Als energiewirtschaftliche Maßnahme schneidet eine Förderung von Erdgaskraftwerken insgesamt \r\nschlecht ab. Die Klimaschutzwirkung ist zweifelhaft, auch wenn CCS zum Einsatz käme, und kann auf\u0002grund fehlender Bedingungen zur Umstellung auf Wasserstoff auch nicht erwartet werden. Eine För\u0002derung fossiler Kraftwerke ohne Umrüstverpflichtung auf Wasserstoff steht daher im Zielkonflikt zur \r\nKlimaschutzpolitik. Investitionszuschüsse für den Bau von Gaskraftwerken werden primär mit dem Ziel \r\nder Versorgungssicherheit begründet. Zudem schneidet die Förderung von Erdgaskraftwerken auch \r\nbei den Kriterien Innovationswirkung und Hebelwirkung vergleichsweise schlecht ab: Es werden beste\u0002hende Strukturen zementiert, statt die Transformation voranzubringen. Die Förderquote wird voraus\u0002sichtlich vergleichsweise hoch sein, wenn die Förderung einen Großteil der Investitionskosten abde\u0002cken wird. Zusammengenommen sollte die Förderung daher nicht aus dem Klima- und Transforma\u0002tionsfonds (KTF) finanziert werden.\r\n Dagegen kann die Förderung von wasserstofffähigen Kraftwerken in begrenztem Rahmen als klima\u0002politisch sinnvoll eingestuft werden – vorausgesetzt, eine Umstellung auf klimaneutralen Wasserstoff \r\nist sichergestellt. Die potenzielle THG-Minderungswirkung ist aber teuer und hängt stark von der Was\u0002serstoffverfügbarkeit und der weiteren/erwarteten Kostenentwicklung ab. AlsMarkteinführungsinstru\u0002ment ist die Maßnahme kompatibel mit dem aktuellen Politikmix und den Zielen der Energiewende. \r\nPerspektivisch muss die Förderung jedoch in ein weiterentwickeltes Strommarktdesign überführt wer\u0002den.\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 5 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\n Im Gebäudesektor wird die Wärmepumpenförderung positiv bewertet, da sie – wie auch die Effizi\u0002enzmaßnahmen an der Gebäudehülle – hohe und sichere THG-Einsparungen mit sich bringt. Auch\r\nhinsichtlichFördereffizienz und Hebelwirkungzeigen sich in Evaluierungen gute Ergebnisse. Mit Blick \r\nauf eine effiziente Mittelverwendung ist die Wärmepumpenförderung daher eine besonders geeignete \r\nMaßnahme. Sie bettet sich zudem sinnvoll in die Rahmenbedingungen des Gebäudesektors ein und \r\nflankiert die Anforderungen des Gebäudeenergiegesetzes mit einer Erfüllungsoption, die der Sekto\u0002renkopplung dient und damit ein kohärentes Ineinandergreifen der Politikinstrumente sichert. \r\n Die Förderung von H2-ready-Gasheizungen ist dagegen unter Anwendung der Bewertungskriterien \r\nnicht empfehlenswert. Neben einer unsicheren Klimawirkung spricht v.a. die geringere Fördereffizi\u0002enz von Wasserstoffheizungen im Vergleich zur Wärmepumpe und die Kostengefahr für Verbrau\u0002cher:innen bei künftigen Betriebskosten gegen eine stärkere Förderung. Grüner Wasserstoff wird ab\u0002sehbar knapp bleiben und dessen Nutzung sollte daher in Sektoren priorisiert werden, in denen keine \r\noder nur noch teurere CO2-Vermeidungsoptionen bestehen. \r\nKlar wird: Die staatliche Investitionspolitik braucht einen strategischen Rahmen. Damit Investitionen wirksam, \r\neffizient und zielgerichtet wirken können, bedarf es einer vorausschauenden Mittelbedarfsplanung, eines kontinu\u0002ierlichen Monitorings sowie klarer Kriterien zur Begründung und Befristung von Subventionen. Parallel sind beste\u0002hende ökonomische und regulatorische Hemmnisse für die Transformation zur Klimaneutralität an anderer Stelle –\r\netwa langwierige Genehmigungsprozesse oder fehlende Infrastrukturen – abzubauen, um den Mitteleinsatz zu mi\u0002nimieren. Der Abbau klimaschädlicher Subventionen und die konsequente Einpreisung externer Kosten sind ent\u0002scheidend, um Marktverzerrungen zu korrigieren und fiskalische Effizienz sicherzustellen. \r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 6 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\n1 Warum eine zielgenaue und wirksame Mittelverwendung zentral ist\r\nÜber die Frage, wie die für den KTF vorgesehenen Mittel aus dem Sondervermögen eingesetzt werden sollen, ist \r\neine politische Debatte entfacht. So hat die Bundesregierung kürzlich etwa angekündigt, dass beispielsweise die \r\nGasspeicherumlage aus dem Fonds bezahlt werden soll. \r\nVerschiedene Studien zeigen, dass die bisher nicht gedeckten jährlichen öffentlichen Finanzbedarfe für Klima\u0002schutzinvestitionen höher liegen als die zusätzlichen 10 Mrd. Euro pro Jahr für den KTF. Sie ergeben sich aus der \r\nAbschätzung, welche Klimaschutzinvestitionen in den nächsten Jahren nötig sind, um die Klimaziele einzuhalten \r\nund 2045 Klimaneutralität zu erreichen. Je nach gewählten Annahmen und einbezogenen Sektoren liegen die öf\u0002fentlichen Finanzbedarfe zwischen knapp 30 Mrd. Euro2024 und 90 Mrd. Euro2024pro Jahr (FÖS 2025a). Eine Aus\u0002wertung des Expertenrats für Klimafragen kommt auf vergleichbare Größenordnungen von 29 bis 84 Mrd. Euro pro \r\nJahr (ERK 2025). Agora taxiert die Finanzierungslücke in einer aktuellen Analyse unter Einbeziehung der Zufüh\u0002rungen aus dem Sondervermögen auf ca. 24 Mrd. Euro pro Jahr (Agora Energiewende 2025).\r\nAngesichts der weiter bestehenden Finanzierungslücke und nötigen Priorisierungen stellt sich die die Frage, wie \r\ndie Mittel so zielgenau und wirksam wie möglich eingesetzt werden können. In Kapitel 3 stellen wir daher ein Krite\u0002rienraster vor, anhand dessen Maßnahmen bewertet und priorisiert werden können. In Kapitel 4 wenden wir dieses \r\nRaster auf ausgewählte energiepolitische Maßnahmen an. \r\nNeben den klimapolitischen Anforderungen ist auch der subventionspolitische Handlungsrahmenzu berücksich\u0002tigen, der für Klimaschutzförderungen genauso gelten muss wie für andere Subventionen. Denn eine dauerhafte \r\nBegünstigung einzelner Marktteilnehmer kann durch die Veränderung der relativen Preise zu gesamtwirtschaftli\u0002chen Verzerrungen führen und dadurch Fehlallokationen von Ressourcen verursachen. Andere, wettbewerbsfähi\u0002gere Marktteilnehmer könnten verdrängt werden. Auch droht die Gefahr einer Gewöhnung an die Subvention, so \r\ndass notwendige unternehmerische Anpassungen unterbleiben. Mögliche Folgen sind der Verlust der Wettbe\u0002werbsfähigkeit und eine nachhaltige Beeinträchtigung von wirtschaftlichem Wachstum und Beschäftigung (BMF \r\n2023). Gemäß der subventionspolitischen Leitlinien sind deshalb als Grundsätze der Vorrang von Finanzhilfen ge\u0002genüber Steuervergünstigungen, Befristung, Degression sowie regelmäßige Evaluation und Erfolgskontrolle zu be\u0002achten (vgl. (FÖS u.a. 2023).\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 7 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\n2 Was sind zusätzliche Klimaschutzinvestitionen, was nicht? \r\nDie Bedarfe für Klimaschutzinvestitionen sind also deutlich höher, als die Mittel, die derzeit zur Verfügung stehen, \r\nselbst wenn man die aktuell geplanten neuen Zuweisungen in Höhe von voraussichtlich 10 Mrd. Euro pro Jahr aus \r\ndem Sondervermögen Infrastruktur und Klimaneutralität berücksichtigt. Gleichzeitig kündigt die Bundesregierung \r\nderzeit in hoher Taktung Vorhaben an, die sie aus dem KTF finanzieren möchte, deren Klimaschutzwirkung aber \r\nunklar oder sogar kontraproduktiv ist(z.B. Finanzierung der Gasspeicherumlage, durch die ein Mindestfüllstand der \r\ndeutschen Gasspeicher zu fest definierten Stichtagen bezahlt wird). Deswegen erläutern wir in diesem Kapitel die \r\nZwecke und Anforderungen an die Verwendung der Milliarden aus CO2-Bepreisung und Sondervermögen und \r\ndiskutieren, welche Anpassungen insbesondere beim KTF nötig sind, um eine wirkliche Klimaschutzwirkung sicher\u0002zustellen. Denn nichts wäre weniger im Interesse der nachfolgenden Generationen, als wenn mit den Schulden, die \r\nsie erben, Investitionen getätigt werden, die den Klimawandel weiter beschleunigen und noch höhere Belastungen \r\ndurch Klimafolgekosten in der Zukunft verursachen.\r\n2.1 Investitionen und Zusätzlichkeit: Definitionen, Lücken und das Risiko \r\nklimaschädlicher Schulden\r\n2.1.1 Zusätzlichkeit\r\nDie Anforderung der „Zusätzlichkeit“ von Investitionen ist ein neuer Aspekt in der Debatte seit der Änderung \r\ndes Grundgesetzes zur Einrichtung des Sondervermögens für Infrastruktur und Klimaneutralität am 24.03.2025.\r\nZusätzlichkeit ist mit der neuen Regelung erst dann gegeben, wenn im Kernhaushalt mindestens eine Investiti\u0002onsquote von 10% im jeweiligen Haushaltsjahr erreicht wird. Obwohl diese Festlegung dafür gedacht war, eine ge\u0002nerelle Haushaltsdisziplin zugunsten von wichtigen, langfristigen Investitionsvorhaben zu wahren (in Abgrenzung \r\nzu kurzfristigen konsumtiven Ausgaben), verursacht sie nun in der Umsetzung weitere Klarstellungs- und Definiti\u0002onsbedarfe. Denn zum einen sinddie Zwecke der verschiedenen Sondervermögen unterschiedlich und bisher nicht \r\ntrennscharf definiert (s. Tabelle 1). Zum anderen ist auch der Investitionsbegriff selbst in der Bundeshaushaltsord\u0002nung (BHO) ziemlich weit gefasst, so dass sich hinsichtlich der Grundlage für die Berechnung der Mindestquote \r\nnoch weitere Abgrenzungsfragen ergeben dürften.\r\nTabelle 1: Sondervermögen im Kontext Klimaschutz\r\nTopf Gesetzmäßiger Zweck Ausstattung\r\nSondervermögen \r\nInfrastruktur und \r\nKlimaneutralität \r\n(SV Infra)\r\nzusätzliche Investitionen in die Infrastruktur und zusätz\u0002liche Investitionen zur Erreichung der Klimaneutralität \r\nbis zum Jahr 2045\r\n500 Mrd. Euro, davon\r\n 100 Mrd. Euro an den Klima- und \r\nTransformationsfonds (KTF)\r\n 100 Mrd. Euro für Investitionen der \r\nLänder in deren Infrastruktur\r\nKlima- und Trans\u0002formationsfonds\r\n(KTF)\r\n Maßnahmen, die der Erreichung der Klimaschutz\u0002ziele nach dem Bundesklimaschutzgesetz dienen,\r\n insbesondere Maßnahmen, die die Transformation \r\nDeutschlands zu einer nachhaltigen und klima\u0002neutralen Volkswirtschaft vorantreiben\r\n Maßnahmen zur Förderung der Mikroelektronik\r\n Maßnahmen zur Finanzierung der Schienenwege \r\ndes Bundes\r\n Maßnahmen zum internationalen Klimaschutz so\u0002wie des damit in Verbindung stehenden Umwelt\u0002schutzes\r\n Zuschüsse an stromintensive Unternehmen\r\n Ausgleichszahlungen an Betreiber von Kohlekraft\u0002werken\r\n Ausgleichszahlungen, um beim Strompreis zu ent\u0002lasten\r\n Zuweisungen aus dem Sondervermö\u0002gen Infrastruktur und Klimaneutralität \r\n(100 Mrd. Euro in 10 Jahren)\r\n Erlöse aus dem europäischen und na\u0002tionalen Emissionshandel (zuletzt \r\n2024: 5,5 Mrd. Euro aus dem EU-ETS, \r\n13 Mrd. Euro aus dem nationalen CO2-\r\nPreis)\r\n Zuweisungen aus dem Bundeshaus\u0002halt (zuletzt 2024: 0 Mrd. Euro)\r\n Entnahmen aus der Rücklage (in Vor\u0002jahren nicht-verwendete Mittel) (zu\u0002letzt 2024: 29 Mrd. Euro)\r\n Zuweisungen aus dem Wirtschafts\u0002stabilisierungsfonds (WSF), unzuläs\u0002sig seit Urteil des Bundesverfassungs\u0002gerichts vom 15.11.2023 \r\nQuelle: eigene Darstellung basierend auf KTFG und GG\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 8 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\nMan sieht, dass \r\n Die gesetzlichen Zweckvorgaben für den KTF deutlich weiter gefasst sind als für das SV Infra und\r\n dass es aktuell unterschiedliche Zweckbindungen für die verschiedenen Zuflüsse des KTF gibt. Die \r\nAnforderungen an Investitionscharakter und Zusätzlichkeit sind für die Zuweisungen an den KTF aus \r\ndem SV Infra entsprechend der §143 a GG definiert. Eine Verwendung dieser Mittel für andere KTF\u0002Zwecke wie Zuschüsse und Ausgleichszahlungen ist also nicht möglich.\r\nDie (möglichen)Folgen dieser Definitionsunterschiede werden in einem kürzlich veröffentlichtenRechtsgutachten \r\nvon Dr. Roda Verheyen sehr gut beschrieben: Aufgrund der verschiedenen politischen Einflüsse der letzten Jahre \r\nauf die Einnahmen und Ausgaben des KTF ist es schwierig, ein vergleichbares Kriterium für „Zusätzlichkeit“ zu de\u0002finieren wie die Investitionsquote des Bundeshaushalts. Abzüglich der verschiedenen Zuschüsse und Ausgleichs\u0002zahlungen betrugen die Investitionen aus dem KTF in den vergangenen Jahren zwischen 15-26 Mrd. Euro. \r\nWenn die Einnahmen des KTF mit weniger strikter Zweckbindung, nun (wie zunächst von der neuen Bundesregie\u0002rung geplant) in deutlich größerem Umfang für Zuschüsse und Ausgleichzahlungen verwendet und nur noch die \r\nZuweisungen des SV Infra von ca. 10 Mrd. Euro pro Jahr für Klimaschutzinvestitionen genutzt würden, könnte der \r\nabsolute Investitionsumfang sogar sinken.1\r\nDas würde schlimmstenfalls zu einer noch größeren Lücke bei der Bedarfsdeckung führen als bisher schon (30-\r\n90 Mrd. Euro pro Jahr, s. Kapitel 1). Das Erreichen der Klimaziele und vor allem eine ausreichend schnelle Dynamik \r\nbei der Implementierung, die zu einer zunehmenden Marktgängigkeit von Klimaschutztechnologien führen soll, \r\nwären massiv gefährdet. Angesichts des fortschreitenden Klimawandels und seiner gesellschaftlichen Folgekosten \r\nkann das nicht im Sinne einer grundgesetzkonformen, schadensabwendenden Politik sein.\r\nDarüber hinaus gibt es auch klare europarechtliche Probleme mit der aktuell eingeschlagenen Richtung für die \r\nEmissionshandelseinnahmen. Denn die EU-Richtlinien für den ETS 1 und den ETS 2 beschränken ebenfalls die Ver\u0002wendungsmöglichkeiten der Einnahmen. Ausgleichszahlungen sind dort klar auf Strompreisentlastungen be\u0002schränkt und auch gedeckelt. Von den Einnahmen des ETS 1 dürfen maximal 25% für die Strompreisentlastung \r\nvon Unternehmen verwendet werden, für die zukünftigen Einnahmen des ETS 2 ist die Verwendung für Strom\u0002preisentlastungen von Unternehmen sogar ausgeschlossen, nicht jedoch für Privathaushalte. Hier steht die Bewäl\u0002tigung sozialer Auswirkungen des Emissionshandelssystems im Zentrum2\r\n. Zukünftig müssen die Einnahmen dieser \r\nbeiden „Töpfe“ separat verplant und festgesetzt werden, um den unterschiedlichen Zweckbindungen zu entspre\u0002chen.\r\nDamit der KTF zum Kerninstrument für Klimaschutzinvestitionen werden kann, müssen seine Zwecke klarer ge\u0002fasstwerden und die Mittelausstattung und -verteilung besser mit den Investitionsbedarfen verknüpftwerden.\r\nEine weitere Verwässerung derZwecke wie derzeit geplant, die sogar der Zielsetzung des Klimaschutzes entgegen\u0002stehen würden, steht in deutlichem Widerspruch zu den Grundsätzen und Vorgaben in Grundgesetz und Europa\u0002recht. Außerdem sind strukturelle Verbesserungen an den Förderprogrammen, ihrer administrativen Zugänglich\u0002keit und zum Teil auch ihrer sozialen Staffelung nötig, damit die vorhandenen Mittel auch in voller Höhe für die ge\u0002wünschten Ziele genutzt werden.\r\n2.1.2 Investitionen\r\nGemäß §13 BHO gilt aktuell für die öffentliche Hand auf Bundesebene folgende Investitionsdefinition:\r\n„Ausgaben für Investitionen sind die Ausgaben für\r\na) Baumaßnahmen, soweit sie nicht militärische Anlagen betreffen,\r\nb) den Erwerb von beweglichen Sachen, soweit sie nicht als sächliche Verwaltungsausgaben veranschlagt werden \r\noder soweit es sich nicht um Ausgaben für militärische Beschaffungen handelt,\r\nc) den Erwerb von unbeweglichen Sachen,\r\nd) den Erwerb von Beteiligungen und sonstigem Kapitalvermögen, von Forderungen und Anteilsrechten an Un\u0002ternehmen, von Wertpapieren sowie für die Heraufsetzung des Kapitals von Unternehmen,\r\n1 Finanzpaket 2025: Eine erste Einordnung der Grundgesetzänderungen aus Klimaperspektive, Verheyen, 2025, \r\nhttps://www.wwf.de/fileadmin/fm-wwf/Publikationen-PDF/Klima/Finanzpaket-2025-Klimaperspektive.pdf\r\n2 Analyse zur Mittelverwendung über die EU-ETS-Richtlinie und Folgen für die Verwendung des Sondervermögens Infra\u0002struktur und Klimaschutz, Verheyen, 2025, https://www.wwf.de/fileadmin/fm-wwf/Publikationen-PDF/Klima/Gesetz\u0002Klima-Transformationsfonds.pdf\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 9 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\ne) Darlehen,\r\nf) die Inanspruchnahme aus Gewährleistungen,\r\ng) Zuweisungen und Zuschüsse zur Finanzierung von Ausgaben für die in den Buchstaben a bis f genannten Zwe\u0002cke.“\r\nDiese Definition ist relativ breit und enthält mit den Punkten d) und e) mit dem Kauf von Unternehmensanteilen \r\nund der Bereitstellung von Darlehen für Unternehmen auch Finanzierungstätigkeiten, die zwar unterschiedli\u0002chen Zwecken dienen können, z.B. Mitspracherecht sichern, Unternehmen in kritischen Situationen unterstützen,\r\nöffentliche Daseinsvorsorge umsetzen, aber nicht unmittelbar zu einer positiven Veränderung des Kapitalstocks \r\nführen.\r\nSo hält der Bund aktuell Beteiligungen an 584 Unternehmen in unterschiedlichster Art (u.a. Minderheitsbeteiligun\u0002gen, Mehrheitsbeteiligungen, Beteiligungen ohne/mit Geschäftstätigkeit) und in unterschiedlichem Umfang, ins\u0002gesamt rund 15,9 Mrd. Euro3\r\n. Gemeinsam ist ihnen jedoch, dass der Aspekt „Erreichung der Klimaneutralität“ in \r\nder Regel kein Faktor für die Investitionsentscheidung war und bei der laufenden (Mit-)Steuerung auch nur teil\u0002weise eine Rolle spielen dürfte (z.B. Deutsche Bahn, TransnetBW GmbH, 50Hertz Transmission GmbH). Andere \r\nBeteiligungen laufen dem Ziel sogar klar zuwider (z.B. German LNG Terminal GmbH, UBG Uniper Beteiligungs\u0002holding GmbH).\r\nDie Steuerung der verschiedenen Beteiligungsaktivitäten erstreckt sich allein auf Bundesebene über alle Bundes\u0002ministerien und etliche angegliederte und nachgeordnete Institutionen. Eine Überarbeitung und Harmonisierung \r\nder Zielsetzungen und eine systematische Bewertung der Aktivitäten und ihrer Wirkung ist ohnehin überfällig. Die \r\nAnforderungen aus den grundgesetzlichen Regelungen des SV Infra verschärfen die Dringlichkeit dieser Aufgabe.\r\nDie Inanspruchnahme aus Gewährleistungen unter f)ist ein weiterer, schwer kalkulierbarer Kostenfaktor, der pa\u0002radoxerweise die Investitionsquote erhöht, obwohl damit Ausfälle bei Investitionen von Unternehmen übernom\u0002men werden. Bisher sind diese Gewährleistungen „klimaneutralitäts-blind“ aufgesetzt. Die staatlichen Gewährleis\u0002tungen für Geschäftstätigkeiten im In- und Ausland unterstützen (auf Antrag) deutsche Unternehmen bei ihren \r\nGeschäftstätigkeiten, wenn diese für die Finanzierung zusätzliche Sicherheiten benötigen. Das kann z.B. der Fall \r\nsein, wenn eine Transaktion ein hohes Risikoprofil hat und die Beteiligten nicht genug eigene finanzielle Kapazität\r\nbereitstellen können, um die Risiken zu besichern. Das gilt auch für den Bau von Kohle- oder Gaskraftwerken, die \r\nErschließung neuer Gasfelder u.ä.. Eine systematische Betrachtung, \r\n ob und in welchem Umfang die rechtlichen Verpflichtungen zum Klimaschutz mit dieser staatlichen Ri\u0002sikoübernahme vereinbar sind, \r\n ob und in welchem Umfang die staatlich abgesicherten Aktivitäten den Klimawandel gar beschleunigen \r\nund\r\n ob und in welchem Umfang der zunehmend eintretende Klimawandel die Ausfallwahrscheinlichkeit \r\ndieser staatlich abgesicherten Projekte erhöht, \r\nerfolgt bisher nicht. Es besteht also das Risiko, dass öffentliche Investitionen nach BHO zwar dazu beitragen, die \r\nMindestinvestitionsquote zu erreichen, um die Mittel des SV Infra überhaupt aktivieren zu können,gleichzeitig aber \r\nkontraproduktiv für die Zwecke des SV Infra sein können, insbesondere für die Erreichung der Klimaneutrali\u0002tät. \r\nMit seinem Beschluss vom 24.03.2021 hat das Bundesverfassungsgericht das Gebot für wirksamen und generatio\u0002nengerechten Klimaschutz bestätigt. Um die oben beschriebenen Risiken zu vermeiden und einen grundgesetz\u0002konformen Einsatz der Mittel des SV Infra zu gewährleisten, braucht es Anpassungen der BHO und ihrer Verwal\u0002tungsvorschriften, die eine angemessene Prüfung und Abwägung der Klimaschutzwirkung bzw. der Kli\u0002maschädlichkeit aller Investitionen aus dem allgemeinen Haushalt sowie aus dem SV Infra sicherstellen. \r\n2.2 Wofür das Geld verwendet werden sollte\r\nDie Ausgangslage für die anstehende Zuordnung und Verwendung von Mitteln aus den verschiedenen Quellen \r\nund für verschiedene Zwecke ist also komplex und reformbedürftig. Die Zielrichtung hingegen ist klar: Die – gemes\u0002sen an den Bedarfen weiterhin knappen öffentlichen Mittel – so wirksam und effizient wie möglich einsetzen. Dabei \r\nsind natürlich auch andere Bereiche der Daseinsvorsorge und der Erhalt bestehender Infrastrukturen relevante \r\n3 https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Downloads/Broschueren_Bestellservice/beteiligungsbericht\u0002des-bundes-2024.pdf?__blob=publicationFile&v=10\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 10 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\nPrioritäten. Gegenläufige Wirkungen sollten aber unbedingt vermieden werden. Denn klar ist auch: Neben der Be\u0002gleichung der aufgenommenen Staatsschulden kommen auf die nachfolgende Generation auch stark steigende \r\nKlimafolgekosten zu, selbst wenn sehr schnelle Fortschritte beim Klimaschutz erzielt werden können.\r\nFür die Abgrenzung und Priorisierung von dezidierten Klimaschutzinvestitionen in Abgrenzung zu Investitionen, \r\ndie auch einen klimaschützenden Co-Effekt haben (z.B. der Erhalt und Ausbau des Schienennetzes) geben die\r\nLangfristszenarien für die Transformation des Energiesystems gute Anhaltspunkte. Sie empfehlen sektorübergrei\u0002fend folgende Prioritäten zur Erreichung der THG- Neutralität in Deutschland bis 20454\r\n:\r\n1. Erhöhung der Energieeffizienz, einschließlich Material- und Kreislaufwirtschaft und Materialeffizienz;\r\n2. Dekarbonisierung des Strom-, Verkehrs- und Wärmesektors, im Wesentlichen getrieben durch erneuerbare \r\nEnergien;\r\n3. Direkte Nutzung des Stroms und Einsatz von Biomasse unter Berücksichtigung ihrer begrenzten Verfügbarkeit \r\nund Nachhaltigkeitskriterien;\r\n4. Nutzung von sicherem und grünem, auf Dauer nachhaltigem Wasserstoff und Wasserstoffderivaten;\r\n5. Aus- und Umbau der Infrastrukturen, insbesondere Ausbau der Stromnetze, Aufbau einer Wasserstofftranspor\u0002tinfrastruktur und Aus- und Umbau der Wärmenetze;\r\n6. Generierung/Ermöglichung von Emissionsabscheidung und negativen Emissionen\r\nDerzeit enthält der KTF insgesamt 62 Förderprogramme, von denen viele, aber nicht alle im Groben diesen Kate\u0002gorien zugeordnet werden können. Ein transparenter Abgleich der Ausstattung dieser Programme mit den ermit\u0002telten Investitionsbedarfen und eine Abwägung, für welchen Bedarf welcher Umfang an staatlicher Unterstützung \r\nerforderlich ist, ist bisher nicht erfolgt. Außerdem enthält der KTF auch diverse Programme, z.B. zum Natürlichen \r\nKlimaschutz, Wiedervernässung von Mooren, Emissionsminderung beim Wirtschaftsdüngermanagement u.ä., die \r\nden oben genannten engeren Rahmen der Klimaschutzinvestitionen überschreiten, aber durchaus sehr wirksam \r\nEmissionen verringern können. Andere Programme hingegen, wie z.B. die Wohneigentumsförderung „Jung kauft \r\nalt“ oder die Internationale Energie-, Rohstoff- sowie Technologiezusammenarbeit tragen zwar mittelbar auch zum \r\nKlimaschutz bei, aber deutlich indirekter. Ihre Finanzierung wäre über andere Töpfe wahrscheinlich sachdienlicher \r\nzugeordnet. Eine systematische Überprüfung der Bedarfe und der entsprechenden Förderprogramme bzw. För\u0002derstrukturen ist aufgrund der Vielzahl betroffener Ressorts und Stakeholder ein aufwendiges Unterfangen. Ange\u0002sichts der deutlichen Risiken für eine wenig klimawirksame oder sogar kontraproduktive Verwendung von öffentli\u0002chen Mitteln in großem Umfang und ihrer jahrzehntelangen Folgen erscheint der Aufwand aber angemessen und \r\nvor allem notwendig.\r\n4 https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Publikationen/Klimaschutz/klimaschutz-energie\u0002wende.pdf?__blob=publicationFile&v=8#BR_Klimaschutz%20und%20Energie\u0002wende_03.24_3.indd%3A.60330%3A9559\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 11 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\n3 Kriterien für (schuldenfinanzierte) Klimaschutzinvestitionen\r\nDie Herausforderung bei der Gestaltung öffentlicher Klimaschutzinvestitionen besteht nicht nur darin, ausreichend \r\nMittel bereitzustellen, sondern diese auch so einzusetzen, dass sie maximale ökologische Wirkung, hohe Wirt\u0002schaftlichkeit, breite soziale Akzeptanz und einen starken Anreiz zur Mobilisierung privaten Kapitals entfalten. Die \r\nzielgenaue und wirksame Verwendung öffentlicher Mittel für Klimaschutzmaßnahmen ist von zentraler Bedeutung, \r\num angesichts knapper finanzieller Ressourcen das bestmögliche Ergebnis zu erzielen und so die Belastung zu\u0002künftiger Generationen mit den Finanzierungskosten der Kredite zu rechtfertigen.\r\nVor diesem Hintergrund müssen die öffentlichen Klimaschutzinvestitionen strengen Bewertungsmaßstäben un\u0002terliegen. Die folgenden sechs Kernkriterien bieten ein systematisches Bewertungsraster, das darauf abzielt, dass\r\nstaatliche Ausgaben ihre gewünschte Wirkung entfalten und gleichzeitig verantwortungsvoll mit öffentlichen Res\u0002sourcen umgegangen wird. Die hier beschriebenen Kriterien bieten dafür eine systematische Entscheidungsgrund\u0002lage. \r\nSie ermöglichen einen Vergleich unterschiedlicher Handlungsoptionen bei der Verwendung der geplanten Klima\u0002schutzausgaben. Grundsätzlich sind auch noch weitere Kriterien denkbar, die alle Dimensionen möglicher ökono\u0002mischer, sozialer, ökologischer und weiterer gesellschaftlicher Auswirkungen von Klimaschutzmaßnahmen abde\u0002cken (vgl. dazu Zusammenstellung in Expertenrat für Klimafragen 2025, Abbildung 27). Weitere wichtige Kriterien\r\nsind beispielsweise die Wirkungen auf den Staatshaushalt (Kosten sowie erwartete Steuereinnahmen) oder auf die \r\nwirtschaftliche Entwicklung. In dieser Analyse werden in erster Linie Kriterien zur Wirksamkeit im Bereich Kli\u0002maschutz aufgeschlüsselt, da dies die zentrale Anforderung an die Mittel aus dem neuen Sondervermögen \r\nsein sollte.\r\nEin solcher Kriterienkatalog ist auch politisch relevant: Er erhöht die Transparenz und Legitimität staatlichen Han\u0002delns, minimiert Fehlanreize und stärkt die strategische Steuerung der öffentlichen Klimafinanzierung im Sinne ei\u0002nes zukunftsorientierten und generationengerechten Staatsverständnisses.\r\nTabelle 2: Übersicht über die Kriterien zur Bewertung öffentlicher Klimaschutzinvestitionen\r\nKriterium Kurzbeschreibung\r\n1. Klimaschutzwirkung  THG-Einsparpotenzial der Förderung\r\n Brutto- vs. Nettowirkung (Mitnahmeeffekte, Spill-Over-Effekte)\r\n2. Fördereffizienz  Wirksamkeit je eingesetztem (Förder-)Euro\r\n Brutto- vs. Nettowirkung (Mitnahmeeffekte, Spill-Over-Effekte)\r\n3. Hebelwirkung  Mobilisierung privaten Kapitals für Klimaschutzinvestitionen\r\n Förderquote: Anteil der öffentlichen Investition an den Gesamtin\u0002vestitionen\r\n4. Innovationswirkung  Auswirkungen auf die langfristige Transformation technologi\u0002scher, ökonomischer und institutioneller Strukturen. \r\n Überwindung von Marktbarrieren, um Technologien langfristig \r\nwettbewerbsfähig zu machen\r\n5. Politikmix\r\n(Passgenauigkeit)\r\n Zusammenspiel der öffentlichen Investition mit den bestehenden \r\nregulatorischen Rahmenbedingungen\r\n „Passgenauigkeit“ der Förderung zur Überwindung bestehender \r\nHemmnisse\r\n6. Verteilungswirkung  Analyse der profitierenden Bevölkerungsgruppen \r\n bedarfsorientierte Entlastung/Unterstützung unterer Einkommen\r\n Kosten für die Allgemeinheit / den Staatshaushalt\r\nQuelle: eigene Darstellung\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 12 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\nIm Folgenden werden die Kriterien kurz beschrieben und praktische Beispiele für eine Einordnung von öffentlichen \r\nKlimaschutzausgaben genannt. \r\n3.1 Kriterium Klimaschutzwirkung\r\nDie Klimaschutzwirkung stellt das zentrale Bewertungskriterium dar. Sie beschreibt den direkten oder indirekten \r\nBeitrag einer Maßnahme zur Minderung von Treibhausgasemissionen. Eine hohe Klimaschutzwirkung liegt vor, \r\nwenn durch eine Investition signifikant und langfristig Emissionen eingespart werden – entweder durch den Ersatz \r\nfossiler Energien, durch Energieeinsparungen oder durch die Förderung nachhaltiger Technologien und Verhal\u0002tensweisen.\r\nBeispiel: Die Elektrifizierung des öffentlichen Verkehrs durch die Anschaffung von E-Bussen kann eine hohe Kli\u0002maschutzwirkung entfalten, insbesondere wenn diese Busse mit Strom aus erneuerbaren Quellen betrieben wer\u0002den. Entscheidend ist hier, dass die Emissionseinsparung im Vergleich zum Weiterbetrieb fossiler Busflotten tat\u0002sächlich signifikant ist und nicht durch Rebound- oder Verlagerungseffekte aufgehoben wird.\r\nZur Quantifizierung werden Methoden zur Berechnung der Brutto- und Netto-Minderung herangezogen. Brutto\u0002werte berücksichtigen die gesamte ausgelöste Emissionsminderung und beschreiben die Differenz zwischen\r\n„THG-Emissionen des Ausgangszustands und dem Zustand nach Umsetzung des Förderfalls“ (14. KTF Bericht). \r\nNetto-Werte beziehen hingegen weitere Auswirkungen auf die Treibhausgasemissionen ein, wie z.B. (vgl. Erläute\u0002rung in Expertenrat für Klimafragen 2025):\r\n Mitnahmeeffekte (Investitionen, die ohnehin getätigt worden wären), \r\n Vorzieheffekte (Klimaschutzmaßnahmen wie z.B. ein Heizungstausch werden früher/vor Ende der ei\u0002gentlichen Lebensdauer ergriffen), \r\n Rebound-Effekte (z. B. höherer Energieverbrauch durch gesunkene Betriebskosten)\r\n Spill-over-Effekte (positive oder negative Wirkungen auf Dritte oder andere Bereiche) bereinigt wer\u0002den.\r\n strukturelle Effekte wie unterschiedliche Witterungsbedingungen während der Laufzeit einer Maß\u0002nahme.\r\nDemnach ist die Nettowirkung für die tatsächliche (zusätzliche) Klimaschutzwirkung aussagekräftiger, aber \r\nauch schwieriger zu ermitteln. Die Herausforderung ist dabei die Quantifizierung mit Hilfe eines Alternativszenarios \r\nohne die öffentliche Investition (kontrafaktisches Szenario), die auf einer Reihe von Annahmen zu den erwarteten \r\nWirkungszusammenhängen basiert. Ausschlaggebend ist dabei auch der betrachtete Wirkungs-Zeitraum. Wäh\u0002rend manche Investitionen sofort eine Wirkung auf die Treibhausgasemissionen entfalten, kann dies bei anderen \r\nInvestitionen erst zeitverzögert auftreten. Hier sollte möglichst der gesamte Lebenszyklus einer Investition einbe\u0002zogen werden, um die Wirkung vollständig zu erfassen (also beispielsweise der gesamte Einsatzzeitraum eines \r\nneuen Kraftwerks bis zur Abschaltung).\r\nDie Wirkung von öffentlichen Klimaschutzinvestitionen und -förderungen auf die Treibhausgasemissionen werden \r\nregelmäßig im Rahmen der so genannten „Projektionsberichte“ des Umweltbundesamtes quantifiziert (zuletzt \r\nUBA 2025) und darüber hinaus häufig in separaten Gutachten analysiert. Im Subventionsbericht der Bundesregie\u0002rung ist ebenfalls vermerkt, für welche Subventionen konkrete Evaluationen vorliegen (zuletzt BMF 2023). Den\u0002noch wird u.a. vom Bundesrechnungshof wiederholt kritisiert, dass Wirkung und Erfolg von Klimaschutzausgaben \r\nnoch nicht ausreichend überprüft werden. Methodische Grundlagen und Umfang der erstellten Gutachten müssen \r\ndaher kontinuierlich fortgeführt und weiterentwickelt werden. Für Maßnahmen im Rahmen der Nationalen Klima\u0002schutzinitiative wurde beispielsweise das „Methodenhandbuch zur Evaluation der Nationalen Klimaschutzinitiative \r\n(NKI)“ entwickelt (Schumacher u.a. 2023).\r\nEs gibt eine Reihe von Klimaschutzinvestitionen und Förderprogrammen, deren Wirkung kaum oder schwierig zu \r\nquantifizieren ist. Der 14. KTF Bericht benennt explizit den Unterschied zwischen direkter und indirekter Wirkung \r\nvon Förderprogrammen:\r\n„Förderprogramme zum Klimaschutz mit indirekter THG-Minderung zeichnen sich dagegen dadurch aus, dass \r\neine THG-Minderung nur eintritt, wenn zusätzlich zum geförderten Vorhaben weitere Handlungen vollzogen wer\u0002den, die letztlich eine direkte THG-Minderung bewirken. Diese nötigen weiteren Handlungen müssen häufig auch \r\ndurch Akteure vollzogen werden, die an der initialen Förderung nicht beteiligt waren. Die Wirkkette besteht hier \r\naus mehreren Schritten und zum Teil aus sukzessiv in Anspruch genommenen Förderprogrammen, z.B. zunächst \r\nBeratungsförderung und im Anschluss eine Investitionsförderung.“(14. KTF Bericht)\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 13 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\nBeispielhaft genannt werden etwa Infrastrukturinvestitionen oder Produktionsanlagen für Schlüsseltechnologien \r\n(z.B. Batterien). Vor diesem Hintergrund ist zu erwarten, dass viele öffentliche Klimaschutzausgaben bei diesem \r\nKriterium aufgrund fehlender Quantifizierungen keine eindeutig positive Bewertung erreichen (++), obwohl ihr Bei\u0002trag zum Klimaschutz qualitativ belegt ist. \r\nAus Sicht zukünftiger Generationen müsste der Beitrag von schuldenfinanzierten öffentlichen Klimaschutzaus\u0002gaben ausreichend hoch sein, um die zukünftige Kostenbelastung (durch die Zinsen) auszugleichen. Rein kon\u0002sumtive Ausgaben (wie etwa die Kostenentlastung bei Energiekosten) sind unter diesem Gesichtspunkt nicht ge\u0002rechtfertigt.\r\nTabelle 3: Bewertungsskala für das Kriterium Klimaschutzwirkung\r\nKriterium Kurzbeschreibung\r\nKlimaschutz\u0002wirkung\r\nEindeutig positiver, direkter Beitrag zur Treibhausgasminderung, bestätigt \r\ndurch wissenschaftliche Studien\r\nEindeutig positiver Beitrag zur Treibhausgasminderung, aber vermindert \r\nweil: Wirkung nur indirekt, bisher kein wissenschaftlicher Beleg für eine \r\neindeutig positive Wirkung\r\nDer Beitrag zur Treibhausgasminderung ist nicht eindeutig belegt oder \r\nambivalent (z.B. aufgrund verschiedener /gegenläufiger Wirkungsketten)\r\nEindeutig negativer Beitrag zur Treibhausgasminderung, aber Wirkung \r\nnur indirekt und nicht wissenschaftlich belegt/erwiesen\r\nEindeutig negativer Beitrag zur Treibhausgasminderung, bestätigt durch \r\nwissenschaftliche Evaluation\r\nKeine Bewertung möglich\r\nQuelle: eigene Darstellung\r\n3.2 Kriterium Fördereffizienz\r\nDie Fördereffizienz misst, wie viel Klimaschutz pro eingesetzten öffentlichen Euro erreicht wird. Sie gibt an, wie wirt\u0002schaftlich eine Maßnahme ist – konkret wird sie als THG-Minderungskosten ausgewiesen werden, d. h. als Kosten \r\npro eingesparter Tonne CO2-Äq (gemessen in Euro pro Tonne CO2-Äq.). Eine effiziente Maßnahme ermöglicht mit \r\nrelativ geringen Fördermitteln eine vergleichsweise hohe Emissionsminderung.\r\nBeispiel: Gebäudesanierungsprogramme, die auf eine Verbesserung der Energieeffizienz (z. B. durch Dämmung \r\noder den Austausch alter Heizsysteme) abzielen, können eine hohe Fördereffizienz aufweisen – insbesondere dann, \r\nwenn sie zielgenau ausgestaltet sind. Hingegen gilt die Förderung von Effizienzhausstandard 55 im Neubau als \r\nineffizient, da dieser Standard ohnehin gesetzlich vorgeschrieben ist – hier entstehen erhebliche Mitnahmeeffekte, \r\nohne dass zusätzliche Klimaschutzwirkungen erzielt werden.\r\nFördereffizienz ist jedoch schwer zu bewerten, da sie stark von der Methodik und den zugrundeliegenden Annah\u0002men abhängt. Wichtig ist wie bei der Klimaschutzwirkung insgesamt, dass nicht nur Bruttowerte, sondern auch \r\nNetto-Werte herangezogen werden, um eine Verzerrung durch Mitnahmeeffekte zu vermeiden. Programme mit \r\nhoher administrativer Komplexität oder langen Umsetzungszeiten können ebenfalls eine niedrigere Effizienz auf\u0002weisen.\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 14 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\nTabelle 4: Bewertungsskala für das Kriterium Fördereffizienz\r\nKriterium Kurzbeschreibung\r\nFördereffizienz Eindeutig positive THG-Wirkung je eingesetztem Förder-Euro (netto), \r\nbestätigt durch wissenschaftliche Evaluationen\r\nEindeutig positive THG-Wirkung je eingesetztem Förder-Euro (brutto), \r\naber vermindert weil: Mitnahmeeffekte oder hohe administrative Kosten \r\nverringern die Effizienz, Wirkung nur indirekt, keine wissenschaftliche Eva\u0002luation\r\nDie THG-Wirkung je eingesetztem Förder-Euro ist nicht eindeutig belegt \r\noder ambivalent (z.B. aufgrund verschiedener /gegenläufiger Wirkungs\u0002ketten)\r\nEindeutig negative THG-Wirkung je eingesetztem Förder-Euro, aber Wir\u0002kung nur indirekt und nicht wissenschaftlich belegt/erwiesen\r\nEindeutig negative THG-Wirkung je eingesetztem Förder-Euro, bestätigt \r\ndurch wissenschaftliche Evaluation\r\nKeine Bewertung möglich\r\nQuelle: eigene Darstellung\r\n3.3 Kriterium (investive) Hebelwirkung\r\nDie Hebelwirkung beschreibt die Fähigkeit öffentlicher Investitionen, zusätzliches privates Kapital zu mobilisieren. \r\nDiese Fähigkeit ist zentral, da der Großteil der Investitionen in Richtung Klimaneutralität nicht vom Staat, sondern \r\nvon privaten Akteuren erbracht werden muss (Kapitel 1). Beispielsweise geht das Agora-Szenario „Klimaneutrales \r\nDeutschland“ davon aus, dass rund 80% der Investitionen von privaten Akteuren getätigt werden – etwa Industrie\u0002unternehmen und Privathaushalte5\r\n. Öffentliche Ausgaben schaffen die Voraussetzung, damit privates Kapital in \r\nklimafreundliche Technologien fließt. Öffentliche Fördermittel sollen daher gezielt als „Anschubfinanzierung“ fun\u0002gieren, um Investitionsentscheidungen in Unternehmen und Haushalten auszulösen, die ohne Förderung nicht er\u0002folgen würden.\r\nBeispiel: Ein Investitionszuschuss für Photovoltaikanlagen auf Mietshäusern kann private Vermieter:innen dazu \r\nmotivieren, in erneuerbare Energien zu investieren. Ist der Zuschuss zu gering, erfolgt keine Investition; ist er zu \r\nhoch, besteht die Gefahr von Mitnahmeeffekten. Eine besonders starke Hebelwirkung entfalten auch Programme \r\nzur Kofinanzierung von Klimaschutzmaßnahmen in der Industrie – etwa im Rahmen der Dekarbonisierung ener\u0002gieintensiver Prozesse. Diese Programme können private Großinvestitionen von Unternehmen anstoßen, die ohne \r\nöffentliche Unterstützung nicht wirtschaftlich wären.\r\nNegativ zu bewerten sind hingegen Maßnahmen, bei denen privates Kapital nur ersetzt oder gar in klimaschädliche \r\nRichtungen umgeleitet wird, wie es beispielsweise bei der Förderung großer Elektro-SUVs der Fall sein kann. \r\n5 A-EW_371_Factsheet_Investitionen_Klimaschutz_WEB.pdf\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V. • Green Budget Germany\r\nTabelle 5: Bewertungsskala für das Kriterium Hebelwirkung / Mobilisierung privaten Kapitals\r\nKriterium Kurzbeschreibung\r\nHebelwirkung Eindeutig positive Hebelwirkung je eingesetztem Förder-Euro, bestätigt \r\ndurch wissenschaftliche Evaluationen\r\nEindeutig positive Hebelwirkung je eingesetztem Förder-Euro (brutto), \r\naber vermindert weil: Mitnahmeeffekte oder Wirkung nur indirekt, keine \r\nwissenschaftliche Evaluation\r\nDie Hebelwirkung je eingesetztem Förder-Euro ist nicht eindeutig belegt \r\noder ambivalent (z.B. aufgrund verschiedener /gegenläufiger Wirkungs\u0002ketten, z.B. werden private Investitionen nur ersetzt)\r\nEindeutig negative Hebelwirkung, z.B. weil privates Kapital für klimaschäd\u0002liche Investitionen mobilisiert wird\r\nEindeutig negative Hebelwirkung, z.B. weil privates Kapital für klimaschäd\u0002liche Investitionen mobilisiert wird, bestätigt durch wissenschaftliche Eva\u0002luation\r\nKeine Bewertung möglich\r\nQuelle: eigene Darstellung\r\n3.4 Kriterium Innovationswirkung\r\nEin zentrales Ziel öffentlicher Klimaschutzinvestitionen ist nicht nur die kurzfristige Emissionsminderung, sondern \r\nauch die langfristige Transformation technologischer, ökonomischer und institutioneller Strukturen. In diesem Kon\u0002text ist die Innovationswirkung als eigenständiges Bewertungskriterium sinnvoll.\r\nInnovationswirkung beschreibt die Fähigkeit einer Maßnahme, technologische Entwicklungen zu beschleunigen, \r\nMarktbarrieren für klimafreundliche Lösungen zu überwinden und neue, bislang nicht wirtschaftliche Optionen \r\nlangfristig in den Wettbewerb zu bringen. Dies gilt sowohl für radikale Innovationen (z. B. klimaneutraler Zement, \r\nsynthetische Kraftstoffe) als auch für inkrementelle Fortschritte (z. B. bei Wärmepumpen, Batteriespeichern oder \r\nSmart Grids).\r\nBeispiel: Die öffentliche Förderung von Reallaboren zur Nutzung von grünem Wasserstoff in der Industrie oder im \r\nSchwerlastverkehr kann dazu beitragen, neue technologische Pfade zu entwickeln, Standards zu setzen und Ak\u0002teursnetzwerke aufzubauen. Auch Förderprogramme für Pilotprojekte im Bereich zirkulärer Wertschöpfung (z. B. \r\nCO₂-Recycling) können Innovationsdynamik auslösen, deren Wirkung sich erst mit zeitlicher Verzögerung entfaltet.\r\nDie Bewertung der Innovationswirkung erfordert eine langfristige Perspektive, da Effekte häufig erst Jahre später \r\nsichtbar werden. Gleichzeitig besteht ein höheres Risiko hinsichtlich Zielverfehlung, Marktakzeptanz oder Skalier\u0002barkeit. Daher ist es essenziell, innovative Maßnahmen mit hoher potenzieller Wirkung nicht ausschließlich anhand \r\nkurzfristiger Effizienzkriterien zu bewerten, sondern unter Berücksichtigung ihres systemischen Beitrags zur tech\u0002nologischen Transformation.\r\nKriterien zur Bewertung der Innovationswirkung können beinhalten:\r\n Neuheitsgrad und technologischer Reifegrad (TRL)\r\n Skalierbarkeit und Replikationspotenzial\r\n Anschlussfähigkeit an bestehende Marktstrukturen\r\n Lernkurvenpotenzial und mögliche Kostenreduktionen\r\n Beitrag zur Sektortransformation oder zur Entstehung neuer Märkte\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V. • Green Budget Germany\r\nTabelle 6: Bewertungsskala für das Kriterium Innovationswirkung\r\nKriterium Kurzbeschreibung\r\nInnovationswirkung Eindeutig positive Innovationswirkung (Marktpotenzial), bestätigt durch \r\nwissenschaftliche Studien\r\nPositive Innovationswirkung zu erwarten (Marktpotenzial), ohne eindeu\u0002tige wissenschaftliche Basis\r\nKeine Innovationswirkung zu erwarten, die erwartete Innovationswirkung \r\nist nicht eindeutig oder sehr unsicher \r\nVoraussichtlich negative Innovationswirkung, weil die Technologie sogar \r\nnegative Effekte hat (z.B. „Lock-In“)\r\nEindeutig negative Innovationswirkung, weil die Technologie sogar nega\u0002tive Effekte hat (z.B. „Lock-In“), belegt durch wissenschaftliche Studien\r\nKeine Bewertung möglich\r\nQuelle: eigene Darstellung\r\n3.5 Kriterium Politikmix (Passgenauigkeit)\r\nJede Fördermaßnahme ist in ein komplexes System bestehender politischer Instrumente eingebettet. Um wirksam \r\nzu sein, muss sie mit regulatorischen, marktlichen und steuerlichen Rahmenbedingungen kohärent zusammen\u0002spielen. Fördermaßnahmen sollten bestehende Hemmnisse gezielt adressieren und Finanzierungslücken schlie\u0002ßen – etwa dort, wo regulatorische Instrumente an ihre Grenzen stoßen oder aufgrund anderer Rahmenbedingun\u0002gen (fehlende Akzeptanz, fehlender politischer Wille) nicht umgesetzt werden können. Dort wo die öffentlichen \r\nFinanzierungsbedarfe aufgrund fehlender Wirtschaftlichkeit oder hoher Anfangsinvestitionen als besonders hoch \r\nengeschätzt werden, ist das Kriterium „Politikmix“ besonders relevant. \r\nBeispiel: Die Einführung einer CO₂-Bepreisung im Gebäudesektor entfaltet ihre Wirkung erst dann vollständig, \r\nwenn sie durch Förderprogramme flankiert wird, die Haushalten helfen, in klimafreundliche Alternativen zu inves\u0002tieren – z. B. in Wärmepumpen. Ohne entsprechende Unterstützungsmaßnahmen können soziale Härten entste\u0002hen oder die Investitionsbereitschaft ausbleiben. Auch der Aufbau von Ladeinfrastruktur für die Elektromobilität \r\nist ein Beispiel für eine passgenaue Förderpolitik: Ohne ausreichende Lademöglichkeiten kann der Markthochlauf \r\nvon E-Autos stocken, selbst wenn Kaufprämien verfügbar sind. Der Staat kann hier durch gezielte Infrastruktur\u0002förderung entscheidende Impulse setzen.\r\nFehlangepasste Fördermaßnahmen – etwa solche, die bestehende Regulierungen unterlaufen, ineffiziente Tech\u0002nologien fördern oder zu großen Mitnahmeeffekten führen – sind hingegen kontraproduktiv und können zu einer \r\nVerteuerung der Transformationspfade führen.\r\nTabelle 7: Bewertungsskala für das Kriterium Politikmix\r\nKriterium Kurzbeschreibung\r\nPolitikmix Die Politikmaßnahme (Förderung) ist eine passende und wirkungsvolle Er\u0002gänzung der bestehenden regulatorischen Rahmenbedingungen, über\u0002windet Hemmnisse/schließt Finanzierungslücken (besser als andere Poli\u0002tikoptionen)\r\nDie Politikmaßnahme (Förderung) ergänzt die bestehenden regulatori\u0002schen Rahmenbedingungen, überwindet Hemmnisse (andere Politikopti\u0002onen wären ggf. besser geeignet)\r\nDie Wirkung im Zusammenspiel mit den bestehenden regulatorischen \r\nRahmenbedingungen ist nicht eindeutig bzw. ambivalent (z.B. aufgrund \r\nverschiedener /gegenläufiger Wirkungsketten)\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 17 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\nDie Politikmaßnahme (Förderung) passt nicht gut zu den bestehenden re\u0002gulatorischen Rahmenbedingungen. Sie hat keinen Zusatznutzen, erhöht \r\nHemmnisse oder verteuert das Erreichen der Klimaziele\r\nDie Politikmaßnahme (Förderung) passt nicht gut zu den bestehenden re\u0002gulatorischen Rahmenbedingungen, sie hat keinen Zusatznutzen oder er\u0002höht Hemmnisse, bestätigt durch wissenschaftliche Evaluation \r\nKeine Bewertung möglich\r\nQuelle: eigene Darstellung\r\n3.6 Kriterium Verteilungswirkungen\r\nEin oft unterschätzter, aber zentraler Aspekt öffentlicher Klimaschutzförderung ist deren Verteilungswirkung. För\u0002dermaßnahmen sollten nicht nur ökologische, sondern auch distributive Ziele unterstützen. Dabei gilt es sicherzu\u0002stellen, dass insbesondere Haushalte mit niedrigen Einkommen von den Investitionen profitieren – beispielsweise \r\ndurch besseren Zugang zu klimafreundlicher Mobilität oder gezielte Investitionszuschüsse. Auch der regionale As\u0002pekt sollte einbezogen werden, so dass strukturschwache Regionen fokussiert werden.\r\nIn der Praxis zeigt sich jedoch häufig eine gegenteilige Verteilung: Förderinstrumente wie Investitionszuschüsse \r\nwerden überwiegend von einkommensstärkeren Haushalten in Anspruch genommen. Studien aus Litauen, Grie\u0002chenland und Schweden belegen, dass eine zielgruppenspezifische Ausgestaltung – etwa durch höhere Förder\u0002quoten für vulnerable Gruppen – entscheidend für die soziale Wirkung von Maßnahmen ist (Öko-Institut 2021).\r\nEine Bewertung öffentlicher Klimaschutzinvestitionen sollte daher stets auch ihre sozioökonomische Reichweite \r\nund Fairness berücksichtigen.\r\nEin positiver Verteilungseffekt erhöht nicht nur die soziale Akzeptanz, sondern kann auch zur Verringerung gesell\u0002schaftlicher Spannungen in Transformationsprozessen beitragen.\r\nTabelle 8: Bewertungsskala für das Kriterium Verteilungswirkungen\r\nKriterium Kurzbeschreibung\r\n1. Verteilungswirkung Eindeutige Umverteilung zugunsten benachteiligter Gruppen, bestätigt \r\ndurch wissenschaftliche Evaluationen\r\nEindeutige Umverteilung zugunsten benachteiligter Gruppen, aber ver\u0002mindert weil: Wirkung nur indirekt, bisher keine wissenschaftliche Evalua\u0002tion für eine eindeutig positive Wirkung\r\nDie Wirkung der Umverteilung ist nicht eindeutig belegt oder ambivalent \r\n(z.B. aufgrund verschiedener /gegenläufiger Wirkungsketten)\r\nEindeutig negativer Beitrag zur Verteilungswirkung, aber Wirkung nur in\u0002direkt und nicht wissenschaftlich belegt/erwiesen\r\nEindeutig negativer Beitrag zur Verteilungswirkung, bestätigt durch wis\u0002senschaftliche Evaluation\r\nKeine Bewertung möglich\r\nQuelle: eigene Darstellung\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 18 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\n4 Bewertung ausgewählter energiepolitischer Maßnahmen\r\nFür die intensive Debatte darüber, welche Maßnahmen aus dem KTF - gefüllt mit den zusätzlichen Milliarden aus \r\ndem Sondervermögen Infrastruktur und Klimaneutralität – künftig finanziert werden sollten, kann ein kohärentes \r\nBewertungsraster helfen, die Entscheidungen zu strukturieren. Die im vorangehenden Kapitel entwickelten Bewer\u0002tungskriterien werden daher im Folgenden auf ausgewählte energiepolitische Maßnahmen angewendet.Die „mitt\u0002lere“ Bewertung (+/-) wird dabei ggf. noch weiter differenziert +/0 bzw. 0/-, um die Richtung der Bewertung anzu\u0002zeigen. \r\nBei den Maßnahmen handelt es sich häufig nicht um vollkommen neue Maßnahmen. Bewertet wird also die Wir\u0002kung bereits bestehender Maßnahmen, als Maßstab dafür, inwiefern eine Ausweitung dieser mittels schuldenfinan\u0002zierter Mittel gerechtfertigt wäre. Dabei handelt es sich nicht um ein vollständiges Bild geplanter oder möglicher \r\nMaßnahmen. Vielmehr erlaubt dieser „erste“ Vergleich, aufzuzeigen, wie anhand der Bewertungskriterien eine Pri\u0002orisierung zusätzlicher Maßnahmen erfolgen kann. \r\n4.1 Energiewirtschaft\r\nDer zukünftige Strommarkt erfordert ein Zusammenspiel der erneuerbaren Energien mit flexiblen und klima\u0002freundlichen Back-Up Kraftwerken, Speichern, Netzen und einer möglichst effizienten sowie flexiblen Stromnach\u0002frage. Die geeignete Ausgestaltung der Marktstrukturen ist nach wie vor in der Diskussion und wichtige Fragen \r\nnoch nicht entschieden. Vor diesem Hintergrund ist auch noch nicht absehbar, wie viele Kapazitäten von welcher \r\nTechnologie gebraucht werden wird. Die Bandbreite an Energieszenarien für den Stromsektor spiegelt diese Unsi\u0002cherheit und auch die Möglichkeiten wider. Eine offene Frage ist dabei, in welchem Umfang Gaskraftwerke und \r\nWasserstoffkraftwerke für die Versorgungssicherheit gebraucht werden, wie der Neubau angereizt werden soll und \r\ninwiefern dies mit den Klimazielen kompatibel ist. \r\nZwei zentrale Maßnahmen, die die vergangene Bundesregierung mit der Kraftwerksstrategie (BMWK 2024) in die \r\nWege geleitet hat und die von der neuen Regierung fortgeführt werden sollen, ist die Förderung des Neubaus von\r\nErdgaskraftwerken und Wasserstoff(-fähigen) Kraftwerken. Sie werden voraussichtlich Staatsmittel in großem Um\u0002fang beanspruchen und sollen daher im Folgenden anhand der skizzierten Kriterien bewertet werden.\r\n4.1.1 Förderung von Erdgaskraftwerken\r\nTabelle 9: Evaluationsmatrix Förderung von Erdgaskraftwerken\r\nFörderung von Erdgaskraftwerken\r\nFörderung des Neubaus von Erdgaskraftwerken über Ausschreibungen\r\nKlimaschutzwirkung un\u0002klar, dient der Versor\u0002gungssicherheit\r\nKeine Bewertung \r\nmöglich, BMWK \r\nSchätzungen sind \r\nzweifelhaft\r\nHebelwirkung\r\ndurch Ausschrei\u0002bung, Umfang \r\nunklar\r\nPotenziell negative \r\nInnovationswirkung \r\nwg. Lock-In\r\nKurzfristige Lö\u0002sung, besser über \r\nStrommarktdesign \r\nund ggf. Kapazi\u0002tätsmarkt\r\nKosten des \r\nInstruments / Be\u0002lastungen für den \r\nStaatshaushalt\r\nBeschreibung des \r\nInstruments\r\n Hintergrund: Im Koalitionsvertrag (CDU, CSU, SPD 2025) haben sich Union und \r\nSPD darauf verständigt, den Bau von bis zu 20 GW an Gaskraftwerksleistung bis \r\n2030 anzureizen. Das ist eine Erweiterung gegenüber der bisherigen Kraftwerks\u0002strategie um 7,5 GW. Insgesamt könnten etwa 40 neue Gaskraftwerke entstehen \r\n– möglicherweise ohne verpflichtende Umstellung auf Wasserstoff (Kumpfmül\u0002ler/Reuters 2025). Stattdessen könnte CCS zum Einsatz kommen, dessen Anwen\u0002dung bei Gaskraftwerken explizit im Koalitionsvertrag erwähnt wird. \r\n Ausgestaltung: Unklar ist bisher, in welchem Umfang die Förderung der neuen \r\nKraftwerke finanziert werden soll und aus welchem Topf dies bezahlt werden soll. \r\nIm Koalitionsvertrag ist lediglich von technologieoffenen Ausschreibungen die \r\nRede. In der Kraftwerksstrategie der alten Bundesregierung war ein Investitions\u0002kostenzuschuss für Gaskraftwerke im Rahmen einer Ausschreibung vorgesehen \r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 19 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\n(2. Säule). Daher wird hier ein solches Fördersystem von Gaskraftwerken über Aus\u0002schreibungen ohne Anforderungen an den späteren Betrieb mit Wasserstoff be\u0002wertet. \r\n Ziel: Ziel der Förderung neuer Gaskraftwerke ist laut Koalitionsvertrag „ausrei\u0002chend gesicherte Leistung und Versorgungssicherheit“ (CDU, CSU, SPD 2025). \r\nAuch im Rahmen der Kraftwerksstrategie der alten Bundesregierung wurde der \r\nBau von 5 GW Gaskraftwerken mit dem Betrag zur Versorgungssicherheit be\u0002gründet.\r\nKlimaschutz\u0002wirkung\r\n Beitrag zum Klimaschutzziel im Stromsektor (+/-): Gas ersetzt Kohle, aber kon\u0002kurriert auch mit anderen Optionen im Stromsystem wie Speicher. Zudem besteht \r\ndie Gefahr des Lock-Ins („gebaute Kraftwerke wollen auch laufen“). Konventio\u0002nelle Gaskraftwerke müssten aber bis spätestens 20245 zum Erreichen der Kli\u0002maneutralität abgeschaltet werden. Da ohne explizite Bedingung der Umrüstung \r\nauf Wasserstoff („H2-ready“) nicht sicher von dem zukünftigen Klimaschutzbei\u0002trag ausgegangen werden kann, wird die Klimaschutzwirkung hier als unsicher ein\u0002gestuft. Auch die Option CCS würde aufgrund der technischen, finanziellen und \r\nökologischen Risiken keine Sicherheit bieten, dass eine Klimawirkung erzielt wird.\r\nAuch verschiedene Energieszenarien zeigen eine große Bandbreite an notwendi\u0002gen Kapazitäten von Gaskraftwerken.\r\n THG-Minderungspotenzial neuer Gaskraftwerke (?): Die Konsultationsdoku\u0002mente des BMWK zur Kraftwerkstrategie enthielten Berechnungen dazu, wieviel \r\nCO2-Emissionen durch die Umrüstung und den Zubau der entsprechenden Kraft\u0002werkskapazität eingespart werden können (BMWK 2024) (22-36 Mt CO2 im Zeit\u0002raum 2029-2045). Diese Kalkulationen sind allerdings zum Teil intransparent oder \r\nnicht vollständig plausibel, so dass sie hier nicht als „belegt“ bewertet werden (FÖS \r\n2024). Sie basieren auf einem sehr hoch angesetzten „verdrängten Strommix“ fos\u0002siler Kraftwerke und der Annahme, dass die neuen Gaskraftwerke vergleichsweise \r\nstark ausgelastet sind und im Zeitraum 2029 bis 2045 eine Strommenge von 387 \r\nTWh produzieren. Zudem wurden Vorkettenemissionen von Erdgaskraftwerken \r\nnicht einbezogen. Es ist unklar, ob diese Strommenge überhaupt mit den Klima\u0002zielen vereinbar ist, weshalb die Berechnung hinterfragt werden muss (FÖS 2024). \r\nDies gilt umso mehr, wenn basierend auf dem neuen Koalitionsvertrag sogar noch \r\nmehr als 5 GW Gaskraftwerke gefördert werden sollen. Dann wären die Verdrän\u0002gungseffekte von klimafreundlicheren Komponenten wie Batteriespeichern vo\u0002raussichtlich noch höher, und die Klimaschutzwirkung eindeutig negativ,\r\nFördereffizienz  Das Instrument der Ausschreibungen ist grundsätzlich gut geeignet, um Überför\u0002derung zu reduzieren. Das genaue Ausschreibungsdesign ist dafür letztlich aus\u0002schlaggebend.\r\n Im Konsultationsdokument des BMWK werden Vermeidungskosten der Umrüs\u0002tung und des Zubaus abgeleitet, indem die Förderkosten den zu erwartenden \r\nTreibhausgaseinsparungen im Zeitraum 2029-2045 gegenübergestellt werden. \r\nIm Ergebnis liegen die Vermeidungskosten bei wasserstofffähigen Gaskraftwer\u0002ken zwischen 93 und 153 Euro/ t CO2. Aufgrund der vielen Annahmen, auf denen \r\ndiese ex ante Kalkulation beruht, werden die Werte hier nicht als „belegt“ einge\u0002stuft und die Fördereffizienz als „vermutlich positiv“ bewertet (vgl. FÖS 2024).\r\n Die endgültige Höhe der Förderkosten hängt vom Ergebnis der Ausschreibun\u0002gen ab. In der Kraftwerksstrategie der alten Bundesregierung wurde mit geschätz\u0002ten Förderkosten von 15,5 Mrd. Euro kalkuliert, wovon 3,3 Mrd. Euro auf die 5 GW \r\nGaskraftwerke entfallen. Jedoch bestehen Zweifel daran, wie belastbar diese Kos\u0002tenschätzung ist (FÖS 2024). Für die erweiterte Strategie der neuen Regierung \r\nkönnten bei einem Zubau von 15 GW Gaskraftwerken Förderkosten von bis zu 9,9\r\nMrd. Euro entstehen (FÖS 2025b). \r\n Die Fördereffizienz kann auf dieser unsicheren Grundlage nicht eingeschätzt \r\nwerden.\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 20 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\nHebelwirkung  Das BMWK schätzte die Förderkosten für neue Gaskraftwerke auf 0,66 Mio. \r\nEuro/MW. Basierend auf diesen Annahmen beträgt der Investitionszuschuss zwi\u0002schen 57 und über 100% der Kosten für einen Neubau (FÖS 2024). \r\n Die hohen Förderquoten deuten darauf hin, dass die Hebelwirkung zwar positiv, \r\naber eher gering ist. Der Staat trägt den Großteil der Anfangsinvestitionen. Priva\u0002tes Kapital soll vor allem für den verbleibenden Eigenanteil sowie den Betrieb mo\u0002bilisiert werden.\r\nInnovations-wir\u0002kung\r\n Reine Gaskraftwerke, die ausschließlich mit fossilem Erdgas betrieben werden, \r\ngelten als technologisch ausgereift. Sie tragen kaum zur technologischen Weiter\u0002entwicklung bei. Eine Förderung hat keine Innovationswirkung.\r\n Die Innovationswirkung ist sogar negativ, wenn die Gaskraftwerke andere innova\u0002tivere und klimafreundlichere Komponenten der Versorgungssicherheit im \r\nStromsystem (z.B. Speicher, Flexibilitäten, Wasserstoffkraftwerke) verdrängt.\r\nPolitikmix  Die Wahl des Instruments Ausschreibung bzw. direkte Förderung von Gaskraft\u0002werken wird damit begründet, dass die finanziellen Anreize im derzeitigen Strom\u0002markt nicht ausreichen. Zukünftig soll ein Kapazitätsmarkt für diese Anreize sor\u0002gen und auch das Strommarktdesign reformiert werden.\r\n Die geplanten Ausschreibungen sind daher als Instrument für den Übergang \r\nnachvollziehbar, aber keine dauerhafte Lösung. Perspektivisch muss die Koordi\u0002nation von Kraftwerken/Stromangebot, Speichern und Stromnachfrage über den \r\nStrommarkt gelöst werden.\r\n Gaskraftwerke ohne die Anforderung zur Umrüstung auf Wasserstoff sind mit den \r\nKlimazielen nicht (oder in nur sehr geringem Umfang bzw. zeitlich begrenzt) ver\u0002einbar. Daher passt eine Förderung von reinen Gaskraftwerken nicht in den Poli\u0002tikmix mit der Klimaschutzpolitik, bzw. verursacht einen Zielkonflikt von Versor\u0002gungssicherheit und Klimaschutz.\r\nVerteilungswirkung  Die angestrebte Versorgungssicherheit kommt allen Gruppen an Stromverbrau\u0002cher:innen zugute und hat daher keine direkte Verteilungswirkung.\r\n Allerdings profitieren von der Förderung vsl. große Konzerne, während bürger\u0002nahe/dezentrale Akteure gar nicht die Kapazitäten haben, solche Kraftwerke zu \r\nerrichten. \r\n Da die Finanzierung von Kraftwerken über eine Förderung tendenziell teurer ist als \r\ndie Steuerung über den Markt, ist mit höheren Kosten zu rechnen. Daher wird die \r\nVerteilungswirkung leicht negativ eingeschätzt. \r\nQuelle: eigene Darstellung\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V. • Green Budget Germany\r\n4.1.2 Förderung von Wasserstoffkraftwerken\r\nTabelle 10: Evaluationsmatrix Förderung von wasserstoffbasierten(-fähigen) Kraftwerken\r\nFörderung von wasserstoffbasierten(-fähigen) Kraftwerken\r\nFörderung der Nachrüstung / des Neubaus von wasserstoffbasierten Kraftwerken\r\nPositive Klima\u0002schutzwirkung, Um\u0002fang \r\nunklar\r\nVermutlich positiv, \r\naber teuer, konkur\u0002riert mit anderen \r\nOptionen\r\nKapital wird mobi\u0002lisiert, aber hohe \r\nFörderquote\r\npositive Innovati\u0002onswirkung\r\nPassend für \r\nMarkteinführung, \r\naber Strommarktre\u0002formen notwendig\r\nHohe Kosten / Be\u0002lastungen für den \r\nStaatshaushalt\r\nBeschreibung \r\ndes \r\nInstruments\r\n Hintergrund: Der Koalitionsvertrag (CDU, CSU, SPD 2025) stellt fest, dass klima\u0002freundlicher Wasserstoff aus verschiedenen Quellen notwendig ist und setzt das Ziel,\r\nden Aufbau der notwendigen Infrastruktur zu beschleunigen und dabei grünen, \r\nblauen und grauen Wasserstoff zu nutzen. Der Bedarf soll durch Importe und Elektro\u0002lyseanlagen gedeckt werden. Ziel ist eine bedarfsgerechte Anbindung des Wasser\u0002stoffkernnetzes unter Berücksichtigung von Wasserstoffspeichern und der Aufbau \r\nvon großen, systemdienlichen Anlagen. \r\n Ausgestaltung: In der Kraftwerksstrategie der vorherigen Bundesregierung war für \r\nwasserstofffähige Kraftwerke eine Kombination aus per Auktion ermittelten Investiti\u0002onskostenzuschüssen und Betriebskostenförderungen in Form von Differenzverträ\u0002gen nach Umstellung auf Wasserstoff vorgesehen. Für die Sprinterkraftwerke wird \r\nnoch ein anderes Fördermodell mit Höchstwert zur Diskussion gestellt (gleitende \r\nMarktprämie). Die hier vorgenommene Bewertung der Förderung bezieht sich auf die \r\nskizzierten Elemente der Kraftwerksstrategie Stand 2024, da die genaue Ausgestal\u0002tung unter der neuen Bundesregierung noch offen ist.\r\n Ziel: Die Maßnahme wurde explizit als Dekarbonisierungsmaßnahme bei der Europäi\u0002schen Kommission beantragt. In der Kraftwerksstrategie werden der Hochlauf der \r\nWasserstoffwirtschaft im Kraftwerksbereich und Anreize für die technologische Ent\u0002wicklung und Erprobung von Wasserstoffkraftwerken genannt (BMWK 2024). Auch \r\nder Koalitionsvertrag zielt auf den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft ab, benennt \r\naber keine konkreten Einsatzzwecke (CDU, CSU, SPD 2025).\r\nKlimaschutz\u0002wirkung\r\n Beitrag zum Klimaschutzziel im Stromsektor (+):Bei wasserstofffähigen und wasser\u0002stoffbetriebenen Kraftwerken stellt sich die Frage der Wasserstoffverfügbarkeit. \r\nOhne eine gesicherte Versorgung mit grünem Wasserstoff besteht die Gefahr, dass \r\nfossile Brennstoffe bzw. klimaschädlich erzeugter blauer und grauer Wasserstoff ge\u0002nutzt werden (FÖS 2025b).Zudem konkurrieren die Kraftwerke auch mit anderen Fle\u0002xibilitätsoptionen im Energiesystem wie Batterie- und Hochtemperatur-Wärmespei\u0002chern. Viele Klimaschutzszenarien für den Stromsektor gehen von einem notwendi\u0002gen Anteil an Wasserstoffkraftwerken für die vollständige Dekarbonisierung aus, so \r\ndass grundsätzlich mit einem positiven (aber bisher sehr unsicheren) Beitrag zu den \r\nKlimazielen gerechnet werden kann, sofern grüner Wasserstoff verwendet wird.\r\n THG-Minderungspotenzial von Wasserstoffkraftwerken: Die Konsultationsdoku\u0002mente des BMWK zur Kraftwerkstrategie enthielten Berechnungen dazu, wieviel \r\nCO2-Emissionen durch die Umrüstung und den Zubau der entsprechenden Kraft\u0002werkskapazität eingespart werden können (33-43 Mt CO2 bei wasserstofffähigen \r\nKraftwerken, 2,3-2,5 Mt CO2 bei „Sprinterkraftwerken“ im Zeitraum 2029-2045).\r\nDiese Kalkulationen sind allerdings zum Teil intransparent oder nicht vollständig plau\u0002sibel, so dass sie hier nicht als „belegt“ bewertet werden (FÖS 2024).\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 22 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\nFördereffizienz  Das Instrument der Ausschreibungen ist grundsätzlich gut geeignet, um Überförde\u0002rung zu reduzieren. Das genaue Ausschreibungsdesign ist dafür letztlich ausschlagge\u0002bend.\r\n Im Konsultationsdokument des BMWK werden Vermeidungskosten der Umrüstung \r\nund des Zubaus abgeleitet, indem die Förderkosten den zu erwartenden Treibhaus\u0002gaseinsparungen im Zeitraum 2029-2045 gegenübergestellt werden. Im Ergebnis lie\u0002gen die Vermeidungskosten bei wasserstofffähigen Gaskraftwerken zwischen 195 und \r\n255 Euro/t CO2 und bei den Sprinterkraftwerken zwischen 730 und 800 Euro/t CO2. \r\nAufgrund der vielen Annahmen, auf denen diese ex ante-Kalkulation beruht, werden \r\ndie Werte hier nicht als „belegt“ eingestuft und die Fördereffizienz als „vermutlich po\u0002sitiv“ bewertet (vgl. FÖS 2024).\r\n Die endgültige Höhe der Förderkosten hängt vom Ergebnis der Ausschreibungen \r\nab. In der Kraftwerksstrategie der alten Bundesregierung wurde mit geschätzten För\u0002derkosten von 15,5 Mrd. Euro kalkuliert. Jedoch bestehen Zweifel daran, wie belastbar \r\ndiese Kostenschätzung ist (FÖS 2024). Für die erweiterte Strategie der neuen Regie\u0002rung könnten Förderkosten bis zu 32,4 Mrd. Euro entstehen (FÖS 2025b).\r\nHebelwirkung  Die geplante Förderung für den Neubau von wasserstofffähigen Gaskraftwerken \r\nsollte laut Kraftwerksstrategie 1,44 Mio. Euro/MW betragen, das sind rund 80% der In\u0002vestitionskosten. Da aber die Höchstwerte für die Gebote noch nicht feststehen, \r\nkönnten die Förderkosten niedriger, aber auch deutlich höher ausfallen (FÖS 2024)\r\n Die hohen Förderquoten deuten darauf hin, dass die Hebelwirkung sehr gering ist. Der \r\nStaat trägt den Großteil der Anfangsinvestitionen. Privates Kapital soll vor allem für \r\nden verbleibenden Eigenanteil sowie den Betrieb mobilisiert werden.\r\nInnovations\u0002wirkung\r\n Von der Förderung wasserstofffähiger Kraftwerke ist eine Innovationswirkung zu er\u0002warten. Für Gasturbinen, die vollständig mit Wasserstoff betrieben werden können, \r\nliegt das Technology Readiness Level (TRL) derzeit bei 7 von 11. Das entspricht der vor\u0002kommerziellen Demonstrationsphase, d.h. erste Pilotanlagen werden im realen Be\u0002trieb getestet, die breite Markteinführung steht aber noch aus. Kommerzielle Gastur\u0002binen, die heute am Markt verfügbar sind, können in der Regel Wasserstoff nur anteilig \r\n(unter 40 Prozent Volumenanteil im Brennstoff) nutzen. Die vollständige Marktreife \r\n(TRL 9–11) für Brennstoffzellenkraftwerke, die ausschließlich mit Wasserstoff betrie\u0002ben werden, wird für großtechnische Anlagen erst ab Anfang der 2030er Jahre erwar\u0002tet (Christidis u.a. 2023).\r\n Klar ist aber auch: Die Nutzung von Wasserstoff für das Stromsystem kann über groß\u0002technische Brennstoffzellen deutlich effizienter erfolgen. Je nach Betriebsweise be\u0002trägt der Unterschied beim Wirkungsgrad 10-20%. Diese Technologie ist ebenfalls \r\nnoch nicht in hoher Skalierung verfügbar und konkurriert daher bei der Unterstützung \r\nder Entwicklungskosten mit wasserstofffähigen Turbinenkraftwerken.\r\n Es ist auch zu berücksichtigen, dass der Einsatz von Wasserstoffkraftwerken mit ande\u0002ren Optionen im Energiemarkt konkurriert und vergleichsweise teuer ist. Denkbar ist, \r\ndass sich der Einsatz in Kraftwerken zur Stromerzeugung nicht oder nur in geringem \r\nUmfang durchsetzt. Dann würde die Innovationswirkung in diesem Bereich nicht rea\u0002lisiert und die Förderung wäre ggf. sogar in nicht konkurrenzfähige Strukturen geflos\u0002sen. Die leicht positive Bewertung spiegelt die aktuelle Bewertung in Energieszena\u0002rien wider, muss aber zeitnah überprüft werden, bevor großflächige Strukturen ge\u0002schaffen werden. \r\nPolitikmix  Die Wahl des Instruments Ausschreibung bzw. direkte Förderung von Wasserstoff\u0002kraftwerken wird damit begründet, dass die finanziellen Anreize im derzeitigen Strom\u0002markt nicht ausreichen. Mit dem Instrument soll eine Wirtschaftlichkeitslücke über\u0002wunden und der Markthochlauf erreicht werden. Die geplanten Ausschreibungen sind \r\ndaher als Instrument für die Markteinführung nachvollziehbar, aber keine dauerhafte \r\nLösung. \r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 23 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\n Perspektivisch muss die Koordination von Kraftwerken/Stromangebot, Speichern und \r\nStromnachfrage über den Strommarkt gelöst werden.\r\nVerteilungswir\u0002kung\r\n Die angestrebte Versorgungssicherheit mit Hilfe klimafreundlicher Kraftwerke kommt \r\nallen Gruppen an Stromverbraucher:innen zugute und hat daher keine direkte Vertei\u0002lungswirkung.\r\n Die Finanzierung über Ausschreibungen erfordert allerdings hohe öffentliche Ausga\u0002ben, weshalb die Verteilungswirkung leicht negativ eingeschätzt wird. \r\nQuelle: eigene Darstellung\r\n4.1.3 Vergleich der Bewertungen\r\nIm Rahmen der Kraftwerksstrategie hat die ehemalige Bundesregierung Fördermaßnahmen sowohl für konventi\u0002onelle Gaskraftwerke als auch für wasserstofffähige Kraftwerke vorgeschlagen. Eine Bewertung anhand zentraler \r\nKriterien für Klimaschutzinvestitionen zeigt jedoch erhebliche Unterschiede in der Zielgenauigkeit, Legitimität und \r\nlangfristigen Wirksamkeit dieser beiden Maßnahmen.\r\nDie geplante Förderung des Neubaus reiner Erdgaskraftwerke über Ausschreibungen wird primär mit dem Ziel \r\nder Versorgungssicherheit begründet. Eine Klimaschutzwirkung dieser Maßnahme ist zweifelhaft und kann auf\u0002grund fehlender Bedingungen zur Umstellung auf Wasserstoff auch nicht erwartet werden. Eine Förderung fossiler \r\nKraftwerke ohne Umrüstverpflichtung auf Wasserstoff steht im Zielkonflikt zur Klimaschutzpolitik. Sie passt nicht in \r\nden politischen Rahmen der Transformation und ist daher unvereinbar mit einer langfristigen Klimaschutzstrategie.\r\nDie Förderung reiner Gaskraftwerke sollte daher nicht aus dem Klima- und Transformationsfonds (KTF) finan\u0002ziert werden. Stattdessen sollten gezielte Instrumente zur Reform des Strommarkts und die Einführung eines tech\u0002nologieoffenen Mechanismus für die Sicherstellung gesicherter Kapazitäten geprüft werden, um Versorgungssi\u0002cherheit klimakompatibel zu gewährleisten.\r\nIm Gegensatz dazu kann die Förderung von wasserstofffähigen Kraftwerken in begrenztem Rahmen grund\u0002sätzlich als klimapolitisch sinnvoll eingestuft werden – unter der Voraussetzung, dass eine Umstellung auf klima\u0002neutralen Wasserstoff sichergestellt wird. Die potenzielle THG-Minderungswirkung ist aber teuer und hängt stark \r\nvon der Wasserstoffverfügbarkeit und der weiteren/erwarteten Kostenentwicklung ab. Die Maßnahme ist als \r\nMarkteinführungsinstrument kompatibel mit dem aktuellen Politikmix und den Zielen der Energiewende. Perspek\u0002tivisch muss die Förderung jedoch in ein weiterentwickeltes Strommarktdesign überführt werden. Da wasserstoff\u0002basierte Kraftwerke mit anderen technologischen Optionen im Energiemarkt konkurriert, muss die erwartete Inno\u0002vationswirkung genau beobachtet werden. Sollte sich der Einsatz von Wasserstoff im Strommarkt als nicht wettbe\u0002werbsfähig herausstellen, dürfen hier nicht großflächige Strukturen geschaffen werden.\r\nTabelle 11: Übersicht der Maßnahmen-Bewertungen\r\nMaßnahme\r\nKlimaschutz\r\nFördereffizi\u0002enz\r\nHebelwir\u0002kung\r\nInnovations\u0002wirkung\r\nPolitikmix\r\nVerteilungs\u0002wirkung\r\nGesamt \r\n(von 12)\r\nFörderung Gaskraftwerke ? ? +/0 0/- +/- 0/- -0,5\r\nFörderung Wasserstoffkraft\u0002werke + +/0 +/0 + + 0/- 3,5\r\nQuelle: eigene Darstellung\r\nAnmerkung: ++ = 2 Punkte; + = 1 Punkt; +/0 = 0,5 Punkte, +/- 0 Punkte, 0/- = -0,5 Punkte usw.\r\n4.2 Gebäude\r\nIm Gebäudesektor sind die THG-Emissionen weiterhin hoch. Die Emissionsvorgaben des Klimaschutzgesetzes \r\nwerden bisher nicht eingehalten. Bis 2030 verfehlt der Sektor die kumulierten Jahresemissionsmengen zwischen \r\n2021 und 2030 um 110 Mio. t CO2-Äq (UBA 2025). Das Gebäudeenergiegesetz (GEG) sieht vor, bei Installation ei\u0002ner neuen Heizungsanlage ab 2028 mindestens 65% erneuerbare Energien zu nutzen und lässt dafür verschiedene \r\nErfüllungsoptionen zu. Im Neubau gelten strengere Vorgaben zum Primärenergieverbrauch. Die Bundesförderung \r\nfür effiziente Gebäude (BEG) fördert sowohl den Tausch des Wärmeerzeugers als auch Maßnahmen an der Ge\u0002bäudehülle. Ergänzt wird die BEG-Förderung durch die Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) für den \r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 24 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\nAusbau von Wärmenetzen auf Basis erneuerbarer Energien. In der BEG sind sowohl Wärmeerzeuger auf Basis er\u0002neuerbarer Energien (Solarthermie, Biomasse), Strom (Wärmepumpen) als auch auf Basis von Wasserstoff (Brenn\u0002stoffzellenheizungen, H2-ready-Heizungen) förderfähig.Mit der Anpassung der BEG im Jahr 2023 wurden die För\u0002derquoten deutlich erhöht (beim Heizungstausch bis zu 70%), zudem nach Zeitpunkt (Bonus für früheren Tausch) \r\nund Einkommen gestaffelt (ERK 2025). Die BEG ist bereits aktuell das größte Förderprogramm im KTF und wird \r\nweiterhin von zentraler Bedeutung sein. Ausgewählte Einzelmaßnahmen der BEG sollen daher im Folgenden an\u0002hand der skizzierten Kriterien bewertet werden.\r\n4.2.1 Förderung von Wärmepumpen im Bestand\r\nTabelle 12: Evaluationsmatrix Förderung von Wärmepumpen im Bestand\r\nFörderung von Wärmepumpen im Bestand\r\nBEG-Förderung für Wärmepumpen im Bestand\r\nLangfristige und \r\nsystemische THG\u0002Minderung durch \r\nreduzierte Energie\u0002bedarfe\r\nEffiziente Mittelver\u0002wendung mit güns\u0002tigen Kosten pro \r\nvermiedener Tonne \r\nCO₂.\r\nStarke private In\u0002vestitionsanreize, \r\nhoher Multiplika\u0002toreffekt durch \r\nFördermittel\r\nFördert verbreitete \r\ntechnologische \r\nStandards, unter\u0002stützt Diffusion \r\nneuer effizienter \r\nSysteme.\r\nGut integrierte Er\u0002gänzung bestehen\u0002der Regulierungen \r\nund Förderinstru\u0002mente.\r\nDerzeit überwie\u0002gend einkommens\u0002starke Haushalte, \r\nsoziale Ausrichtung \r\nverbessert.\r\nBeschreibung \r\ndes \r\nInstruments\r\n Hintergrund: Die Förderung von Wärmepumpen ist ein zentrales Element der Bun\u0002desförderung für effiziente Gebäude (BEG). Ziel ist es, zur Erreichung der Klimaziele \r\ndes Bundes-Klimaschutzgesetzes (KSG) und zur Klimaneutralität des Gebäudebe\u0002stands bis 2045 beizutragen – durch höhere Energieeffizienz und reduzierte Treib\u0002hausgasemissionen.\r\n Ausgestaltung: Die Förderung setzt sich aus mehreren Bausteinen zusammen: Eine \r\nGrundförderung von 30 % der förderfähigen Investitionskosten gilt für alle förderfähi\u0002gen Wärmepumpen. Zusätzlich können Boni gewährt werden – bis zu 20 % Klimage\u0002schwindigkeitsbonus bei Austausch alter fossiler Heizungen, 5 % Effizienzbonus bei \r\nNutzung besonders effizienter Technologien oder natürlicher Kältemittel, 5 % iSFP\u0002Bonus bei Vorliegen eines individuellen Sanierungsfahrplans sowie 30 % einkom\u0002mensabhängiger Bonus für selbstnutzende Eigentümer mit einem zu versteuernden \r\nJahreseinkommen unter 40.000 €. Die Gesamtförderung ist auf 70 % der Investiti\u0002onskosten begrenzt. Förderfähig sind Kosten bis 30.000 € für die erste Wohneinheit, \r\nsodass maximal 21.000 € Zuschuss möglich sind (Bundesverband Wärmepumpe e.V. \r\n2024).\r\n Ziel: Die Förderung soll den Umstieg auf erneuerbare Heiztechnologien beschleuni\u0002gen, CO₂-Emissionen senken, die Energieeffizienz erhöhen und die Abhängigkeit von \r\nfossilen Brennstoffen verringern.\r\nKlimaschutz\u0002wirkung\r\n Beitrag zum Klimaschutzziel im Gebäudesektor (+): Die BEG trägt wesentlich zur \r\nErreichung der Klimaziele im Gebäudesektor bei. Die Evaluierung aus dem Jahr 2023 \r\nzeigt, dass durch geförderte Einzelmaßnahmen rund 2,3 Mio. Tonnen CO₂-Äquiva\u0002lente eingespart werden – das entspricht über 100 % des sektoralen Klimaziels der \r\nBEG. Der Heizungstausch, insbesondere der Einbau von Wärmepumpen, stellt dabei \r\neinen zentralen Hebel dar.\r\n THG-Minderungspotenzial (+): Mit der aktuellen Förderkulisse wurden die Anreize \r\nnoch weiter verbessert – insbesondere durch höhere Fördersätze, neue Boni und so\u0002zial ausgerichtete Zuschläge. Wärmepumpen bleiben die zentrale Technologie für \r\ndie Wärmewende. Sie machten 2023 rund 77 % der gesamten THG-Einsparungen \r\ninnerhalb der BEG Einzelmaßnahmen aus. Angesichts der verbesserten \r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 25 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\nFörderkonditionen ist davon auszugehen, dass das Minderungspotenzial auf diesem \r\nNiveau stabil bleibt oder sogar wächst (Heinrich u.a. 2025).\r\nFördereffizienz  Die Analyse von 2023 belegt, dass Wärmepumpen eine hohe CO₂-Fördereffizienz \r\naufweisen: Förderkosten von 137 €/t CO₂ (Wirkungsdauer) bzw. 92 €/t (30 Jahre Nut\u0002zungsdauer) (Heinrich u.a. 2025).\r\n Diese Effizienz resultiert aus der Ausrichtung auf erneuerbare Heizungen mit großer \r\nTHG-Wirkung. Die aktuelle Förderung setzt diese Anreize fort und kombiniert starke \r\nBoni mit einer Deckelung der Förderhöhe, was die Mittelverwendung optimiert.\r\nHebelwirkung  Im Jahr 2023 löste jeder Euro Fördermittel im Durchschnitt 4 Euro private Investitio\u0002nen aus. Im Bereich Heizungstechnik summierten sich die Investitionen auf 8,8 Mrd. \r\nEuro, mit entsprechenden Effekten auf Wertschöpfung (7,2 Mrd. Euro) und Beschäf\u0002tigung (ca. 108.000 Vollzeitstellen) (Heinrich u.a. 2025).\r\nMit der aktuellen Förderung, die einen höheren Grundfördersatz und kombinierbare \r\nBoni bietet, sinkt zwar die Hebelwirkung je Förderfall, allerdings ist zu erwarten, dass \r\nsich die absoluten Investitionen erhöhen – insbesondere durch bessere Einbindung \r\neinkommensschwächerer Haushalte wird die Anzahl der Förderfälle steigen. \r\nInnovations\u0002wirkung\r\n Die Analyse von 2023 zeigt, dass die Förderung die Verbreitung technologisch fortge\u0002schrittener Wärmepumpen unterstützt. Viele geförderte Geräte erfüllen bereits die ab \r\n2024 verschärften Effizienzanforderungen (Heinrich u.a. 2025).\r\nNeben der Einführung effizienter Technologien wirkt die Förderung innovationsför\u0002dernd durch Qualitätsstandards – vor allem in Form von Diffusion, weniger durch di\u0002rekte Forschung und Entwicklung.\r\nPolitikmix  Die Wärmepumpenförderung ergänzt bestehende regulatorische und marktliche In\u0002strumente im Wärmemarkt (wie z.B. die CO2-Bepreisung), indem sie Finanzierungslü\u0002cken schließt und ordnungsrechtliche Vorgaben flankiert.\r\nEinkommensabhängige Zuschüsse ermöglichen auch ärmeren Haushalten die Um\u0002stellung, während die Fokussierung auf die effiziente Technologie der Wärmepumpe\r\nFehlanreize durch Förderung vermeidet und Transformationsprozesse stärkt. Damit \r\nerfüllt die Förderung eine zentrale Rolle im Klimapolitikmix.\r\nVerteilungswir\u0002kung\r\n Die Evaluation von 2023 zeigt, dass von derBEG EM, zu der auch die Wärmepumpen\u0002förderung gehört, überwiegend einkommensstarke und gut qualifizierte private Ei\u0002gentümer profitieren. Sie stellen 89 % der Förderfälle, verantworten 66 % der Investi\u0002tionen und 72 % der THG-Einsparungen (Heinrich u.a. 2025).\r\nDie aktuelle Förderung adressiert diese soziale Ungleichheit durch einen einkom\u0002mensabhängigen Bonus für Haushalte mit unter 40.000 € zu versteuerndem Ein\u0002kommen. Es ist zu erwarten, dass diese Anpassung die Inanspruchnahme durch ein\u0002kommensschwächere Haushalte erhöht und die Verteilungswirkung verbessert – die \r\ntatsächliche Wirkung bleibt jedoch abzuwarten.\r\nNur ein geringer Teil der geförderten Maßnahmen entfällt auf Mietobjekte, obwohl \r\nüber die Hälfte der Bevölkerung Miete wohnt. Mieter:innen haben meist keinen Ein\u0002fluss auf Heiztechnologien und sind auf Investitionsentscheidungen der Vermieter:in\u0002nen angewiesen. Um auch hier Investitionen in klimafreundliche Heizsysteme zu mo\u0002bilisieren, braucht es gezielte Anreize für Vermieter:innen sowie faire Modelle zur Kos\u0002tenverteilung.\r\nQuelle: eigene Darstellung\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V. • Green Budget Germany\r\n4.2.2 Förderung von H2-ready Gasheizungen\r\nTabelle 13: Evaluationsmatrix Förderung von H2-ready-Gasheizungen\r\nFörderung von H2-ready-Gasheizungen \r\nAusweitung der BEG-Förderung für H2-ready-Gasheizungen\r\nKlimaschutzwirkung \r\nunklar, Gefahr des \r\nfossilen Lock-Ins\r\nWasserstoff ineffi\u0002zient im Vergleich \r\nzu anderen Erfül\u0002lungsoptionen\r\nPrivates Kapital \r\nwird mobilisiert für \r\ndie Kosten einer \r\nkonventionellen \r\nGasheizung\r\nKein „Systemwech\u0002sel“, grundlegende \r\nGastechnologie \r\nbleibt, H2 sehr inef\u0002fizient\r\nWasserstoff wird in \r\nanderen Sektoren \r\ngebraucht, Nutzung \r\nim Gebäudesektor \r\nin direkter Konkur\u0002renz\r\nDrohende Kosten\u0002falle, insb. für Mie\u0002tende\r\nBeschreibung \r\ndes \r\nInstruments\r\n Hintergrund: Die Koalition hat im Koalitionsvertrag angekündigt, das Gebäudeener\u0002giegesetz zu novellieren und technologieoffener auszugestalten. Sanierungs- und \r\nHeizungsförderung sollen fortgesetzt werden. Wasserstofffähige Heizungen werden \r\nüber die Bundesförderung effiziente Gebäude derzeit mit bis zu 70% der förderfähi\u0002gen Kosten (Investitionsmehrausgaben) gefördert. Es handelt sich dabei um Gas\u0002Brennwertheizungen, die bei Inbetriebnahme direkt mit 100% grünem oder blauem \r\nWasserstoff betrieben werden oder durch Umrüstung auf einen Betrieb mit 100 % \r\nWasserstoff umgestellt werden können. Das Gebäude, in dem die Heizung gefördert \r\nwerden soll, muss sich dabei in einem Wasserstoffnetzausbaugebiet befinden und ein \r\nFahrplan für die vollständige Versorgung mit Wasserstoff durch den Betreiber des \r\nVerteilnetzes vorliegen (KFW) .\r\n Ausgestaltung:Mit der Begründung einer stärkeren Technologieoffenheit könnte die \r\nBEG-Förderung für wasserstofffähige Heizungen ausgebaut oder die Fördervoraus\u0002setzungen vereinfacht werden. Konkrete Umsetzungsschritte dazu sind jedoch noch \r\nnicht bekannt. Allerdings plant die Koalition die Novellierung des GEG hinsichtlich ei\u0002ner „technologieoffener“ Ausgestaltung. Das könnte auch eine Erweiterung des För\u0002derrahmens für H2-ready-Heizungen zur Folge haben.\r\n Ziel: Stärkere Nutzung von wasserstofffähigen Heizungen\r\nKlimaschutz\u0002wirkung\r\n Beitrag zum Klimaschutzziel im Gebäudesektor (-): Eine Vielzahl von Studien weist \r\ndarauf hin, dass der Einsatz von Wasserstoff für den dezentralen Einsatz in der Gebäu\u0002dewärme nicht geeignet ist (DUH 2023). Im Gebäudesektor gibt es mit dezentralen \r\nWärmepumpen, (klimaneutraler) Fernwärme und Biomasseheizungen wesentlich \r\nbessere Alternativen. Eine stärkere Förderung von H2-ready-Gasheizungen könnte \r\ndazu führen, dass fossile Heizsysteme länger am Netz bleiben (Lock-in-Effekt), weil \r\ndie Umstellung auf reinen Wasserstoff unsicher und teuer ist. Das gefährdet die not\u0002wendige Dekarbonisierung des Wärmesektors (WWF u.a.).\r\nFördereffizienz  THG Minderung je Euro Förderung: Die Nutzung von Wasserstoff zur Beheizung von \r\nGebäuden ist deutlich ineffizienter als andere Technologien wie Wärmepumpen. Aus \r\n1 kWh erneuerbarem Strom erzeugt die Wärmepumpe ca. 3-4 kWh Wärme, eine was\u0002serstofffähige Heizung dagegen nur etwa 0,5 –0,6 kWh (Meyer u.a. 2021). Bei gleicher \r\nFördersumme ist die Fördereffizienz bei H2-ready-Heizungen daher deutlich niedri\u0002ger: Wärmepumpen, die mit erneuerbarem Strom betrieben werden, erzielen eine bis \r\nzu 8x so hohe THG-Minderung. Kommt es zum fossilen Lock-In, könnte die Förderef\u0002fizienz sogar negativ sein, da Gasheizungen länger betrieben werden und dadurch zu\u0002sätzliche THG-Emissionen entstehen. \r\nHebelwirkung  Mobilisierung privates Kapital: Die Förderung mobilisiert zwar privates Kapital für \r\nden Einbau von Gasbrennwertheizungen, die auf Wasserstoff umgerüstet werden \r\nkönnen. Die Förderung deckt dabei die Investitionsmehrkosten ab. Privates Kapital \r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 27 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\nwird aber vor allem für den Ersatz der alten (Gas-)heizung durch eine neue Gashei\u0002zung aktiviert. Dadurch entsteht kein zusätzlicher Klimaschutzeffekt. Erst der neue \r\nBrennstoff sorgt für THG-Einsparungen.\r\nInnovations\u0002wirkung\r\n Das Innovationspotenzial von H2-ready-Heizungen ist begrenzt (Fraunhofer IEE \r\n2020). Die grundlegende Technik (Verbrennung von Gas zur Wärmeerzeugung) ent\u0002spricht der klassischen Gasbrennwerttechnik. Die Innovation liegt primär in der An\u0002passung an einen anderen Brennstoff, während z.B. der Wirkungsgrad von H₂-ready \r\nGasheizungen nicht über der herkömmlicher Gasbrennwertheizungen liegt. Auf\u0002grund der Umwandlungsverluste von Strom zu Wasserstoff zu Wärme sind H2-Ready\u0002Heizungen insgesamt sehr ineffizient.\r\nPolitikmix  Zwar ist Technologieoffenheit im Gebäudeenergiegesetz angelegt und Wasserstoff \r\neine zulässige Erfüllungsoption. Grüner Wasserstoff bleibt aber absehbar ein knappes \r\nund teures Gut (TUM 2024) und sollte daher nur in Sektoren zum Einsatz kommen, in \r\ndenen es keine einfachen Alternativen zur Dekarbonisierung gibt, z.B. in Teilen der In\u0002dustrie oder im Schiffs- und Flugverkehr. Gegenüber der Wärmepumpe weist Was\u0002serstoff aufgrund hoher Umwandlungsverluste nur eine geringe Effizienz auf. Eine \r\nstärkere Verbreitung im Gebäudesektor würde keinen Zusatznutzen bringen, da der \r\nWasserstoff dann in anderen Sektoren fehlen würde. Im Vergleich zu einer v.a. auf \r\nWärmepumpen und Fernwärme basierenden klimaneutralen Energieversorgung \r\nwürde Wasserstoff die Dekarbonisierung des Gebäudesektors deutlich verteuern. \r\nEine Förderung steht damit auch im Widerspruch zu einer möglichst kosteneffizien\u0002ten Wärmewende. \r\nVerteilungswir\u0002kung\r\n Trotz niedrigerer Investitionskosten lassen sich im Vergleich keine wirtschaftlichen \r\nVorteile für den Einsatz von Wasserstoff gegenüber einer Luft-Wasser-Wärmepumpe \r\nnachweisen (DUH 2023; Meyer u.a. 2021). Im Gegenteil: H2-ready-Heizungen können \r\nzur „Kostenfalle“ für Nutzer:innen werden. Modellrechnungen zeigen, dass die Kos\u0002tenbelastungen, insb. durch den Betrieb, rund doppelt so hoch ausfallen könnten wie \r\nbei einer Wärmepumpe (DUH 2023). \r\n Da Energiekosten nicht oder nur teilweise (CO2-Bepreisung) vom Vermietenden \r\nübernommen werden, droht insb. für Mietende eine große Gefahr, wenn Vermietende \r\naufgrund gegenüber Wärmepumpen geringeren Investitionskosten auf H2-ready\u0002Heizungen setzen. \r\nQuelle: eigene Darstellung\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V. • Green Budget Germany\r\n4.2.3 Förderung von Effizienzmaßnahmen an der Gebäudehülle\r\nTabelle 14: Evaluationsmatrix Förderung von Effizienzmaßnahmen an der Gebäudehülle\r\nFörderung von Effizienzmaßnahmen an der Gebäudehülle\r\nAusweitung der BEG-Förderung für Effizienz-Einzelmaßnahmen\r\nSystemisch wirksam, \r\nlangfristige THG\u0002Minderung durch \r\nsinkenden Energie\u0002bedarf\r\nModerat, stark diffe\u0002renziert je nach \r\nMaßnahme und Be\u0002trachtungszeitraum\r\nHohe Investitions\u0002anreize, Beschäfti\u0002gungsimpulse im \r\nBaugewerbe\r\nStandardisierung \r\nbewährter Technik, \r\ngeringe transforma\u0002tive Dynamik\r\nSinnvolle Ergänzung \r\nbestehender Instru\u0002mente, strukturelle \r\nHemmnisse bleiben\r\nNutzen konzentriert \r\nbei Eigentümern, \r\nsoziale Ausgewo\u0002genheit begrenzt\r\nBeschreibung \r\ndes \r\nInstruments\r\n Hintergrund: Die Förderung von Effizienzmaßnahmen an der Gebäudehülle ist ein \r\nwesentlicher Bestandteil der Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG). Sie trägt \r\ndazu bei, die Klimaziele des Bundes-Klimaschutzgesetzes (KSG) zu erreichen und den \r\nGebäudebestand bis 2045 klimaneutral zu gestalten – durch nachhaltige Reduktion \r\ndes Energieverbrauchs und Verminderung der Treibhausgasemissionen.\r\n Ausgestaltung: Die Förderung unterscheidet sich je nach Programm: Im Rahmen der \r\nBEG Einzelmaßnahmen (BEG EM) werden etwa Dämmung, Fensteraustausch und \r\nsommerlicher Wärmeschutz mit einem Zuschuss von 15 % der förderfähigen Kosten \r\nunterstützt. Bei Einbindung eines individuellen Sanierungsfahrplans (iSFP) erhöht \r\nsich der Fördersatz um 5 %. Die förderfähigen Kosten sind auf maximal 30.000 € pro \r\nWohneinheit begrenzt. Im Programm BEG Wohngebäude (BEG WG) erfolgt die För\u0002derung primär über zinsvergünstigte Kredite mit Tilgungszuschuss zur Sanierung auf \r\nEffizienzhaus-Standards, wobei Maßnahmen an der Gebäudehülle eine zentrale Rolle \r\nspielen.\r\n Ziel: Die Förderung zielt darauf ab, die Energieeffizienz durch verbesserte Gebäude\u0002hüllen zu steigern und Treibhausgasemissionen deutlich zu reduzieren. Zudem soll sie \r\ndie Sanierungstiefe und -qualität erhöhen sowie Investitionshemmnisse wie hohe \r\nBaukosten überwinden. Durch die dauerhafte Senkung des Energiebedarfs erleich\u0002tert sie zudem den Einsatz erneuerbarer Heiztechnologien wie Wärmepumpen.\r\nKlimaschutz\u0002wirkung\r\n Im Förderjahr 2023 trugen Maßnahmen an der Gebäudehülle im Rahmen BEG EM \r\nmit rund 10 % zu den gesamten Treibhausgaseinsparungen des Programms bei (Hein\u0002rich u.a. 2025).\r\nObwohl die unmittelbare Fördereffizienz von Gebäudehüllmaßnahmen im Vergleich \r\nzum Heizungstausch geringer erscheint (siehe unten), kommt ihnen eine langfristige \r\nund systemische Bedeutung zu: Sie reduzieren dauerhaft den Endenergiebedarf, er\u0002möglichen niedrige Vorlauftemperaturen und fördern dadurch den effizienten Einsatz \r\nvon EE-Heizungen wie Wärmepumpen. Zudem verbessern sie die thermische Spei\u0002cherfähigkeit der Gebäudemasse, erhöhen die Flexibilität der Energienachfrage und \r\ntragen zur Entlastung des Stromnetzes sowie zur Reduktion von Netzausbaukosten \r\nbei.\r\nBesonders bei unsanierten, älteren Gebäuden - sog. Worst performing buildings \r\n(WPB) - lohnen sich Sanierungsmaßnahmen Mit dem Prinzip „Worst First“ sollten ge\u0002zielt zuerst diejenigen Gebäude saniert werden, die den schlechtesten energetischen \r\nZustand aufweisen, da sich hier eine Sanierung für Umwelt und Geldbeutel am meis\u0002ten lohnt (Hinz/Enseling 2022).\r\nDarüber hinaus stärken Gebäudehüllmaßnahmen die Energiesicherheit durch eine \r\ngeringere Abhängigkeit von fossilen Energieimporten. Insgesamt wird die Klima\u0002schutzwirkung der Förderung von Effizienzmaßnahmen an der Gebäudehülle als wirk\u0002sam für die Erreichung der Klimaziele im Gebäudesektor bewertet, denn neben \r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 29 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\ndirekten Einsparungen schaffen sie wichtige Voraussetzungen für die Dekarbonisie\u0002rung und Systemstabilität.\r\nFördereffizienz  Die Evaluierung der BEG EM in 2023 zeigt, dass Maßnahmen an der Gebäudehülle –\r\ninsbesondere Außenwanddämmungen – im Vergleich zum Heizungstausch eine \r\ndeutlich geringere CO₂-Fördereffizienz aufweisen. So lagen die Förderkosten pro ver\u0002miedener Tonne CO₂-Äquivalent bei Außenwandmaßnahmen in Wohngebäuden bei \r\n2.815 €/t bei einer Wirkungsdauer von 20 Jahren, während Wärmepumpen mit \r\n137 €/t wesentlich effizienter abschnitten.\r\nAllerdings verbessert sich die Fördereffizienz spürbar, wenn man von einer realisti\u0002schen Nutzungsdauer von 30 Jahren ausgeht: In diesem Fall sinken die Kosten bei Au\u0002ßenwandmaßnahmen auf 1.886 €/t CO₂-Äq., was die langlebige Wirkung dieser In\u0002vestitionen besser abbildet. Zudem erzielen Maßnahmen an Gebäudeöffnungen –\r\netwa der Austausch von Fenstern – deutlich bessere Fördereffizienzen (z. B. 248 €/t \r\nCO₂-Äq.) und liegen damit näher an den Werten effizienter Heiztechnologien (Hein\u0002rich u.a. 2025).\r\nInsgesamt ist die unmittelbare Fördereffizienz geringer als bei Heiztechnik, relativiert \r\nsich allerdings mit Blick auf die lange Nutzungsdauer. Der hohe systemische Nutzen \r\nspricht für ihre Relevanz im Förderkontext.\r\nHebelwirkung  Die Förderung von Effizienzmaßnahmen an der Gebäudehülle entfaltet eine starke \r\nInvestitions- und Beschäftigungswirkung. Im Jahr 2023 generierte jeder eingesetzte \r\nEuro an Fördermitteln im BEG EM durchschnittlich vier Euro an privaten Investitio\u0002nen. Im Bereich der Gebäudehülle beliefen sich die dadurch ausgelösten Investitio\u0002nen auf insgesamt 9,1 Mrd. Euro.\r\nDiese Mittel führten nicht nur zur energetischen Verbesserung des Gebäudebe\u0002stands, sondern hatten auch ökonomische Effekte: Die daraus resultierende gesamt\u0002wirtschaftliche Wertschöpfung lag bei rund 7,9 Mrd. Euro, gleichzeitig wurden etwa \r\n90.000 Vollzeitstellen gesichert oder neu geschaffen (Heinrich u.a. 2025).\r\nDie Förderung zeigt damit eine starke Hebelwirkung – sowohl in Bezug auf private Mit\u0002teleffekte als auch auf konjunkturelle Impulse für das Bauhandwerk und angrenzende \r\nBranchen.\r\nInnovations\u0002wirkung\r\n Die Innovationswirkung liegt vor allem in der Verbreitung und Qualitätssicherung \r\netablierter Techniken. Mindestanforderungen, z. B. beim Wärmedurchgangskoeffi\u0002zienten (U-Wert), fördern Standardisierung und sichern technische Qualität.\r\nTiefgreifende oder kombinierte Sanierungen werden bislang durch die Förderung je\u0002doch kaum angestoßen. Damit ist die Innovationswirkung eher inkrementell und auf \r\nDiffusion bestehender Lösungen beschränkt.\r\nPolitikmix  Die Förderung ergänzt regulatorische Maßnahmen wie Effizienzstandards und markt\u0002liche Instrumente wie die CO2-Bepreisung sinnvoll, indem sie Investitionshürden ab\u0002mildert. Sie schafft Voraussetzungen für den Einsatz effizienter Heizsysteme und för\u0002dert das Ziel der effizienten Nutzung und Einsparung von Energie.\r\n Gleichzeitig bleiben strukturelle Hemmnisse – etwa das Mieter-Vermieter-Dilemma \r\noder der Fachkräftemangel – unberührt. Auch Anreize für umfassende Sanierungen \r\nsind begrenzt. Insgesamt ist die Maßnahme ein sinnvoller, aber weiterentwicklungs\u0002bedürftiger Baustein im Politikmix.\r\nVerteilungswir\u0002kung\r\n Die Evaluation von 2023 zeigt, dass die BEG EM überwiegend einkommensstarke und \r\ngut qualifizierte Eigentümer von der Förderung profitieren. Sie stellen 89 % der För\u0002derfälle, verantworten 66 % der Investitionen und 72 % der THG-Einsparungen.\r\nDie Förderung hilft, Baukostensteigerungen abzufedern und Finanzierungen zu er\u0002möglichen. Die Fördersätze für tiefgreifende Maßnahmen gelten jedoch vielfach als \r\nunzureichend. Sanierungstiefe und -qualität profitieren insbesondere bei Einbindung \r\nvon Energieeffizienz-Experten, bleiben aber unter dem Potenzial (Heinrich u.a. 2025).\r\nQuelle: eigene Darstellung\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 30 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\n4.2.4 Vergleich der Bewertungen\r\nDieBewertung der ausgewählten Maßnahmen im Gebäudesektor zeigt zusammenfassend Tabelle 15. Die Wärme\u0002pumpenförderung schneidet am besten ab, da sie – wie auch die Effizienzmaßnahmen an der Gebäudehülle –\r\nhohe und sichere THG-Einsparungen mit sich bringt. Auch bei Fördereffizienz und Hebelwirkung erzielt die \r\nWärmepumpenförderung gute Ergebnisse: Die Förderkosten pro vermiedener Tonne CO₂ liegen bei Wohnge\u0002bäuden bei unter 100 €/t (über 30 Jahre Nutzungsdauer); jeder eingesetzte Euro an Fördermitteln löste im Durch\u0002schnitt 4 Euro private Investitionen aus. Im Bereich Heizungstechnik summierten sich diese auf 8,8 Mrd. €, verbun\u0002den mit 7,2 Mrd. € Wertschöpfung und rund 108.000 Vollzeitstellen. Die Förderung ist zudem sinnvoll in die regu\u0002latorischen, marktlichen und steuerlichen Rahmenbedingungen des Gebäudesektors eingebettet. Sie flankiert die \r\nAnforderungen des Gebäudeenergiegesetzes mit einer Erfüllungsoption, die der Sektorenkopplung dient und da\u0002mit auch intersektoral ein kohärentes Ineinandergreifen der Politikinstrumente sichert. Außerdem werden Finan\u0002zierungslücken geschlossen und Investitionshemmnisse (private Nutzer scheuen höhere Anfangsinvestitionen, \r\nauch wenn sich Maßnahmen auf lange Sicht rechnen) werden adäquat adressiert.\r\nDie Förderung von H2-ready-Gasheizungen ist dagegen unter Anwendung der Bewertungskriterien nicht emp\u0002fehlenswert. Neben einer unsicheren Klimawirkung sind die zentralen Argumente v.a. die geringe Effizienz von \r\nWasserstoffheizungen im Vergleich zur Wärmepumpe, die Kostengefahr für Verbraucher:innen und die Tatsache, \r\ndass grüner Wasserstoff absehbar knapp bleiben wird und dessen Nutzung daher in Sektoren priorisiert werden \r\nsollte, in denen keine oder nur noch teurere CO2-Vermeidungsoptionen bestehen. \r\nWenn effiziente Mittelverwendung, dann kommt man nicht an Wärmepumpenförderung vorbei (gute Fördereffi\u0002zienz, gute Hebelwirkung)\r\nTabelle 15: Übersicht der Maßnahmen-Bewertungen\r\nMaßnahme\r\nKlimaschutz\r\nFördereffizi\u0002enz\r\nHebelwir\u0002kung\r\nInnovations\u0002wirkung\r\nPolitikmix\r\nVerteilungs\u0002wirkung\r\nGesamt \r\n(von 12)\r\nFörderung Wärmepumpe ++ + + +/0 + +/- 5,5\r\nFörderung H2-ready \r\nGasheizungen +/- +/- - +/- -- - -4\r\nFörderung Effizienzmaßnah\u0002men Gebäudehülle ++ +/- + +/- + 0/- 3,5\r\nQuelle: eigene Darstellung\r\nAnmerkung: ++ = 2 Punkte; + = 1 Punkt; +/0 = 0,5 Punkte; +/- 0 Punkte, 0/- = -0,5 Punkte usw.\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 31 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\n5 Handlungsempfehlungen\r\nUm die Mittel aus dem KTF zielgenau und wirksam einzusetzen, sollte eine Prüfung der geplanten Maßnahmen \r\nanhand klarer Bewertungskriterien erfolgen. Diese Kriterien helfen, Maßnahmen mit dem höchsten Klimanutzen \r\nzu identifizieren und Fehlallokationen staatlicher Mittel zu vermeiden. Dazu zählen insbesondere:\r\n Klimaschutzwirkung\r\n Fördereffizienz\r\n Hebelwirkung\r\n Innovationswirkung\r\n Politikmix\r\n Verteilungswirkungen\r\nFür die geplanten Maßnahmen sollten bereits Evaluationen oder wissenschaftliche Studien vorliegen, anhand de\u0002rer sich eine Bewertung vornehmen lässt, wie exemplarisch in Kapitel 4 für ausgewählte energiepolitische Maßnah\u0002men aufgezeigt.\r\n Die Ergebnisse dieser Analyse deuten z.B. darauf hin, dass die Klimawirkung von Gaskraftwerken \r\nzweifelhaft ist, auch wenn CCS zum Einsatz käme. Wenn Gaskraftwerke jedoch zur Überbrückung aus \r\nGründen der Versorgungssicherheit nötig sind, dann sollte der Zubau in begrenztem Umfang erfolgen \r\nund nachrangig sein im Vergleich zu Potentialen durch Flexibilisierung und Speichermöglichkeiten. Da \r\nes keine originäre Klimaschutzmaßnahme ist, sollte der Zubau von Gaskraftwerken nicht aus dem KTF \r\nfinanziert und damit in Konkurrenz zu anderen Mittelverwendungsoptionen mit positivem Klimaschutz\u0002effekt stehen. \r\n Ebenso sollte die BEG-Förderung auf Maßnahmen fokussiert (und ausgebaut) werden, die nachweis\u0002lich Klimanutzen bringen und sich sinnvoll in Politikmix einbetten - H2-ready-Gasheizungen gehö\u0002ren nicht dazu. Neben Effizienzmaßnahmen an der Gebäudehülle gehört dazu insbesondere die För\u0002derung von Wärmepumpen. Diese weist eine hohe Fördereffizienz auf: Die Kosten pro vermiedener \r\nTonne CO₂ sind vergleichsweise gering, gleichzeitig entfaltet die Förderung eine starke Hebelwirkung \r\nmit Blick auf Investitionen, Bruttowertschöpfung und Beschäftigung.\r\nDie Gestaltung von staatlichen Förderungen und Subventionspolitik ist dabei auch in einen übergeordneten \r\nRahmen einzubetten. Dieser schließt die Mittelbedarfsplanung, den Abbau von ökonomischen und regulatori\u0002schen Hemmnissen für die Transformation zur Klimaneutralität, die Korrektur von Marktversagen, die Harmonisie\u0002rung mit politischen Zielsetzungen und ein wirksames Monitoring ein:\r\n Eine zentrale Voraussetzung ist die Entwicklung einer vorausschauenden Mittelbedarfsplanung, die \r\nauf sektorenspezifischen Klimazielen und realistischen Investitionspfaden basiert. Diese Planung er\u0002möglicht nicht nur eine zielgerichtete Ausgabensteuerung, sondern erhöht auch die Transparenz und \r\nVerlässlichkeit für private Investoren und öffentliche Haushalte.\r\n Erforderlich ist auch die regelmäßige Überprüfung, inwiefern der Mitteleinsatz den politischen Zielen \r\nentspricht und (immer noch) erforderlich und gerechtfertigt ist. Der 29. Subventionsbericht der Bun\u0002desregierung selbst warnt vor einer „sich verfestigenden Subventionsmentalität mit der Konsequenz, \r\ndass notwendige unternehmerische Anpassungen unterbleiben bzw. Leistungsbereitschaft und Ei\u0002geninitiative zurückgehen. Mögliche Folgen sind ein verzögerter Strukturwandel, ein Verlust der Wett\u0002bewerbsfähigkeit und eine nachhaltige Beeinträchtigung von wirtschaftlichem Wachstum und Be\u0002schäftigung.“ (BMF 2023 S. 11). Vor diesem Hintergrund sollten Subventionen degressiv und zeitlich \r\nbefristet gewährt werden.\r\n Daher ist auch ein kontinuierliches Monitoring der Ausgabenwirkungen unerlässlich. Das umfasst so\u0002wohl die Ex-ante-Bewertung der Förderinstrumente auf Basis fundierter Wirkannahmen als auch die \r\nEx-post-Analyse ihrer realen Effekte. Bestehende Methoden zur Wirkungsmessung – etwa zur Klima\u0002schutzwirkung, Fördereffizienz oder Innovationsdynamik – sollten dabei laufend weiterentwickelt und \r\nstärker harmonisiert werden. Nur durch ein lernendes, datenbasiertes Monitoring kann sichergestellt \r\nwerden, dass öffentliche Mittel dauerhaft wirksam, zielgenau und gerecht eingesetzt werden.\r\nSchließlich ist die Wirkung staatlicher Subventionen und Investitionen eng an die Qualität der beglei\u0002tenden Rahmenbedingungen geknüpft. Fördermaßnahmen sind dann besonders effizient, wenn re\u0002gulatorische Hemmnisse – etwa Genehmigungsverfahren, fehlende Infrastruktur oder rechtliche Unsi\u0002cherheiten – systematisch abgebaut werden. Je besser solche Barrieren adressiert und Märkte vorbe\u0002reitet sind, desto geringer sind die notwendigen Subventionen – was wiederum die fiskalische \r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 32 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\nTragfähigkeit und langfristige Haushaltsstabilität unterstützt. Gleichzeitig müssen kontraproduktive \r\nAnreize, insbesondere klimaschädliche Subventionen, dringend abgebaut werden. Subventionen für \r\nfossile Energieträger oder steuerliche Privilegien für emissionsintensive Nutzungen unterlaufen den \r\nLenkungseffekt klimafreundlicher Investitionen und erhöhen die gesamtgesellschaftlichen Kosten der \r\nTransformation.Ein weiteres strukturelles Problem ist die fehlende Einpreisung externer Kosten: Viele \r\nwirtschaftliche Aktivitäten – vom fossilen Energieverbrauch bis zur Flächenversiegelung – verursachen \r\nerhebliche ökologische und soziale Schäden, die am Markt nicht abgebildet sind. Solange diese exter\u0002nen Kosten nicht vollständig über Steuern, Abgaben oder Emissionshandelssysteme internalisiert wer\u0002den, sind staatliche Investitionen gezwungen, diese Marktverzerrung durch höhere Förderquoten zu \r\nkompensieren – zulasten der fiskalischen Effizienz.\r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 33 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\nLITERATURVERZEICHNIS\r\nAgora Energiewende (2025): Factsheet Investitionen für den Klimaschutz – Eine Einordnung zur öffentlichen Mit\u0002telverwendung. Abrufbar unter: https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2025/2025-13_DE_Kli\u0002mafinanzierung/A-EW_371_Factsheet_Investitionen_Klimaschutz_WEB.pdf. \r\nBMF (2023): 29. Subventionsbericht des Bundes 2021 – 2024. Bericht der Bundesregierung über die Entwicklung \r\nder Finanzhilfen des Bundes und der Steuervergünstigungen für die Jahre 2021 bis 2024. Abrufbar unter: \r\nhttps://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Downloads/Broschueren_Bestellservice/29-subventi\u0002onsbericht.pdf?__blob=publicationFile&v=15. \r\nBMWK (2024): Kraftwerkssicherheitsgesetz: Neue Ausschreibungen für wasserstofffähige Gaskraftwerke und\r\nLangzeitspeicher für Strom Konsultation nach Ziffer 4.1.3.4 der Leitlinien für staatliche Klima-, Umweltschutz- und \r\nEnergiebeihilfen 2022. Abrufbar unter: https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Energie/kraftwerkssi\u0002cherheitsgesetz-wasserstofffaehige-gaskraftwerke.pdf?__blob=publicationFile&v=6. \r\nBundesverband Wärmepumpe e.V. (2024): Wärmepumpen-Förderung - Verbraucherinformationen. Abrufbar \r\nunter: https://www.waermepumpe.de/waermepumpe/foerderung/beg-foerderung-waermepumpen/waerme\u0002pumpen-foerderung-2024-fuer-verbraucher/. \r\nCDU, CSU, SPD (2025): Verantwortung für Deutschland. Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD. 21. Le\u0002gislaturperiode. Abrufbar unter: https://www.spd.de/fileadmin/Dokumente/Koalitionsvertrag_2025.pdf. \r\nChristidis, A., Wasike-Schalling, A., Arriens, J. (2023): Policy Briefing: H2-Ready-Gaskraftwerke. Abrufbar unter: \r\nhttps://reiner-lemoine-institut.de/wp-content/uploads/2023/11/RLI-Studie-H2-ready_DE.pdf. \r\nDUH (2023): Faktenpapier: „H2-Ready“- Die Kostenfalle im Gebäude. Abrufbar unter: https://umweltinsti\u0002tut.org/wp-content/uploads/2023/10/231017_Kostenfalle_H2-Ready_Heizungen_DUH_BUND_WWF_UIM.pdf. \r\nERK (2025): Zweijahresgutachten 2024. Abrufbar unter: https://expertenrat-klima.de/content/uplo\u0002ads/2025/03/ERK2025_Zweijahresgutachten-2024.pdf. \r\nExpertenrat für Klimafragen (2025): Zweijahresgutachten 2024. Gutachten zu bisherigen Entwicklungen der \r\nTreibhausgasemissionen, Trends der Jahresemissionsgesamtmengen und Jahresemissionsmengen sowie Wirk\u0002samkeit von Maßnahmen (gemäß § 12 Abs. 4 Bundes-Klimaschutzgesetz). Abrufbar unter: https://www.experten\u0002rat-klima.de/. \r\nFÖS, Hochschule Niederrhein, Oxford Economics, Assmann Peiffer (2023): Effekte einer Novellierung der Entlas\u0002tungstatbestände für die Unternehmen des Produzierenden Gewerbes im Energie- und Stromsteuergesetz. End\u0002bericht im Auftrag des BMF. Abrufbar unter: https://foes.de/publikationen/2023/2022-\r\n05_FOES_OE_AP_HSNR_BMF_fe_6-20_Endbericht.pdf. \r\nFÖS (2024): Förderung für Gaskraftwerke: Kosten und Emissionsauswirkungen des Kraftwerkssicherheitsgesetz. \r\nAbrufbar unter: https://foes.de/publikationen/2024/2024-10_FOES_Kraftwerkssicherheitsgesetz.pdf. \r\nFÖS (2025a): Was braucht es für Klimaneutralität und die Modernisierung des Landes? Ein Vergleich der Investi\u0002tionsbedarfe verschiedener Studien. Abrufbar unter: https://foes.de/publikatio\u0002nen/2025/2025_06_20_FOES_DNR_Investitionsbedarf.pdf. \r\nFÖS (2025b): 20 GW Gaskraftwerke bis 2030 - Was kostet die Erweiterung der Kraftwerksstrategie?. Abrufbar \r\nunter: https://foes.de/publikationen/2025/2025-04_FOES_BUND_Kraftwerkskosten.pdf. \r\nFraunhofer IEE (2020): Presseinformation »Grüner« Wasserstoff oder »grüner« Strom für die Gebäudewärme?. \r\nAbrufbar unter: https://www.iee.fraunhofer.de/de/presse-infothek/Presse-Medien/Pressemitteilun\u0002gen/2020/Wasserstoff_Fokus_Gebaeudewaerme.html. \r\nHeinrich, S., Langreder, N., Grodeke, A.-M., Hoch, M., Jessing, D., Wachter, P., Maiwald, F., Empl, B., Boberach, C., \r\nWiniewska, B. (2025): Endbericht: Förderwirkungen BEG EM 2023. Abrufbar unter: https://www.energiewech\u0002sel.de/KAENEF/Redaktion/DE/PDF-Anlagen/BEG/beg-evaluation-2023-beg-em.pdf?__blob=publication\u0002File&v=2. \r\nHinz, E., Enseling, A. (2022): Gutachten für den Verbraucherzentrale Bundesverband: Spezifische Kosten für die \r\nenergietechnische Modernisierung im Gebäudebestand in Abhängigkeit des Effizienzstandards. Aktualisierte \r\nKTF Klimaschutzinvestitionen • Seite 34 von 34\r\nForum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.\r\nKurzfassung der Studie angesichts globaler Entwicklungen 2022. Erstellt im Auftrag der Deutschen Unterneh\u0002mensinitiative Energieeffizienz e. V. (DENEFF). Darmstadt.\r\nKFW Heizungsförderung für Privatpersonen – Wohngebäude (458). Abrufbar unter: https://www.kfw.de/inlands\u0002foerderung/Privatpersonen/Bestehende-Immobilie/Förderprodukte/Heizungsförderung-für-Privatpersonen\u0002Wohngebäude-(458)/. \r\nKumpfmüller, L., Reuters (2025): Katherina Reiche: Bundesregierung will Gaskraftwerke vor allem in Süddeutsch\u0002land bauen. Artikel vom: Die Zeit. Hamburg. Abrufbar unter: https://www.zeit.de/politik/deutschland/2025-\r\n06/katherina-reiche-gaskraftwerke-neubau-sueddeutschland. \r\nMeyer, R., Herkel, Sebastian, Kost, C. (2021): Analyse: Die Rolle von Wasserstoff im Gebäudesektor – Vergleich \r\ntechnischer Möglichkeiten und Kosten defossilisierter Optionen der Wärmeerzeugung. Abrufbar unter: https://a\u0002riadneprojekt.de/publikation/analyse-wasserstoff-im-gebaudesektor/. \r\nÖko-Institut (2021): Literaturstudie über die Verteilungswirkung klimapolitischer Instrumente. Abrufbar unter: \r\nhttps://projekttraeger.dlr.de/sites/default/files/2024-07/documents/Oeko-Institut_WPKS_Literaturrecher\u0002che_Verteilungswirkungen.pdf. \r\nSchumacher, K., Zell-Ziegler, C., Liste, V., Nissen, C., Kenkmann, T., Eisenmann, L., Paar, A., Muckenfuß, L., Velten, \r\nE., Görlach, B., Knoblauch, D., Schlomann, B., Rohde, C., Tews, K. (2023): Methodenhandbuch zur Evaluation der \r\nNationalen Klimaschutzinitiative. Abrufbar unter: https://www.klimaschutz.de/sites/default/files/mediathek/do\u0002kumente/Methodenhandbuch%20zur%20Evaluation%20der%20NKI%20-%20Version%202023.pdf. \r\nTUM (2024): Grüner Wasserstoff aus Afrika deutlich teurer als angenommen. Abrufbar unter: \r\nhttps://www.tum.de/aktuelles/alle-meldungen/pressemitteilungen/details/gruener-wasserstoff-aus-afrika\u0002deutlich-teurer-als-angenommen. \r\nUBA (2025): Treibhausgas-Projektionen 2025 für Deutschland (Projektionsbericht 2025). Abrufbar unter: \r\nhttps://www.umweltbundesamt.de/publikationen/treibhausgas-projektionen-2025-fuer-deutschland.\r\nWWF, DUH, NABU Wasserstoff und grüne Gase im Gebäudesektor? Keine gute Lösung. Abrufbar unter: \r\nhttps://www.wwf.de/fileadmin/fm-wwf/Publikationen-PDF/Klima/wasserstoff-und-gruene-gase-im-gebaeude\u0002sektor.pdf."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-07-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021963","regulatoryProjectTitle":"Ausgestaltung von Contract for Difference ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e9/7d/681460/Stellungnahme-Gutachten-SG2601140004.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"EEG-Reform: Vereinbarkeit von PPAs mit CfDs\r\nHintergrund: Rolle von Kurzfrist-PPAs in der EEG-Reform 2026 noch ungewiss\r\nDie Bundesregierung muss bis Anfang 2027 ein Rückzahlungsinstrument wie zweiseitige \r\nContracts-for-Difference (CfDs) einführen, wodurch künftig Mehrerlöse von Stromerzeugern \r\nabgeschöpft werden sollen. In diesem künftigen CfD-Regime soll die heute bestehende flexible \r\nWechselmöglichkeit zwischen EEG-Förderung und der sonstigen Direktvermarktung entfallen. \r\nEin Ausschluss der Wechselmöglichkeit könnte schwerwiegende Auswirkungen auf den Markt mit \r\nKurzfrist-PPAs haben und die zunehmende Marktorientierung von Erneuerbaren Anlagen \r\nunterbinden. Der ohnehin stockende PPA-Markthochlauf könnte weiter geschwächt werden.1\r\nWarum sind kurz- und mittelfristige PPAs wichtig für die Energiewende? \r\nDabei sind Grünstrom-PPAs ein zunehmend wichtiges Element in der Energiewirtschaft2\r\n: \r\n• Sie reduzieren die Abhängigkeit von staatlichen Vergütungen, da die Kosten und Risiken durch \r\nprivatwirtschaftliche Mittel getragen werden.\r\n• Die schwankende Stromerzeugung aus Wind und Sonne ermutigt Betreiber und Abnehmer\r\ndazu, in flexible Anlagen wie Batterien oder Elektrolyseure zu investieren. \r\n• Mit der Grünstromeigenschaft können Unternehmen zudem ihre Nachhaltigkeitsziele \r\nerreichen.\r\n• Energieversorger können über Grünstrom-PPAs zentral Ökostrom beschaffen und sich und \r\nihre Kund:innen langfristig gegen Preisschwankungen absichern.\r\n• Über Grünstrom-PPAs werden Erneuerbare auch zunehmend am Terminmarkt gehandelt und \r\nerhöhen dort die Liquidität. \r\n• Grünstrom-PPAs sind außerdem eine Voraussetzung zur Produktion von Grünem Wasserstoff. \r\nFazit: Kurzfrist-PPAs sind ein kritisches Werkzeug, um Erneuerbare Energien besser und \r\neffizienter in den Markt zu integrieren. Sie bieten eine wichtige Lernkurve für Abnehmer und \r\nAnbieter, um sich mehr am Markt bzw. an der Erneuerbaren Einspeisung zu orientieren.\r\nDas Problem des „Rosinenpicken“ bei einem Clawback-Mechanismus \r\nIn einem neuen CfD-Regime mit Abschöpfung würde eine freie Wechselmöglichkeit für \r\nAnlagenbetreiber einen starken Anreiz darstellen, in Hochpreiszeiten aus der staatlichen \r\nFörderung heraus zu wechseln. So könnten Anlagenbetreiber eine Abschöpfung umgehen und \r\nZusatzerlöse erzielen. Es ist daher aus regulatorischer Sicht nachvollziehbar, die \r\nWechselmöglichkeit zwischen staatlicher und marktlicher Absicherung einzugrenzen und \r\nkeinen uneingeschränkt freien Wechsel zuzulassen. Jedoch sind unterschiedliche Modelle für \r\neine eingeschränkte Wechselmöglichkeit möglich, die staatliche Abschöpfung und Markt \r\nvereinen. \r\n1 Siehe DENA (2025).\r\n2 Siehe Energy Brainpool (2023).\r\nLeitplanken für ein zukünftiges Wechselmodell\r\nIm Auftrag von Green Planet Energy hat das Beratungsunternehmen Guidehouse vor diesem \r\nHintergrund verschiedene Wechseloptionen systematisch untersucht.\r\n3 Die Optionen \r\nunterscheiden sich u.a. hinsichtlich des administrativen Aufwandes, der Starrheit bzw. Flexibilität \r\ndes Modells, der staatlichen Abschöpfung, der Risikoverteilung und dadurch entstehenden \r\nKapitalkosten für Marktakteure (siehe Übersicht Guidehouse 2024, S. 23).\r\n4 Ein Wechselmodell \r\nmuss ein Rosinenpicken und eine Überförderung vermeiden. Es gibt verschiedene Varianten, \r\nwie der marktliche Ausbau über PPAs mit einer staatlichen Absicherung einhergehen könnte \r\n– alle mit Vor- und Nachteilen. Zuletzt wurde vor allem das Modell der relativen Abschöpfung5\r\ndiskutiert, sowie ein Modell, welches die Möglichkeit bietet, in einem PPA freiwillig zu beginnen\r\nund später in ein CfD zu wechseln (sogenannte „serielle Finanzierung“).\r\n6\r\nLeitplanken für ein zukünftiges Wechselmodell\r\nDer Gesetzgeber muss nun die Vor- und Nachteile der verschiedenen Möglichkeiten in der \r\nanstehenden EEG-Reform abwägen. Folgende Elemente sind aus Sicht von Green Planet Energy \r\nwichtig: \r\n• Wechselmöglichkeit: Bedingung für eine stärker marktorientierte Energiewende und für die \r\nWeiterentwicklung des Kurzfrist-PPA Marktsegments ist, dass der Wechsel zwischen CfD und \r\nGrünstrom-PPA auch im neuen Förderregime weiterhin möglich ist. \r\n• Anreize für PPAs: Ein zukünftiges Förderregime sollte weiterhin Anreize bieten, um PPAs \r\nabzuschließen.\r\n• Flexibilität: Ein Wechselmodell muss ausreichend Flexibilität für die Innovation bestehender\r\nund zukünftiger Geschäftsmodelle bieten. So können Betreiber und PPA-Abnehmer neue \r\nModelle basierend auf Kurzfrist-PPAs entwickeln. \r\n• Keine Umgehung der Abschöpfung: Ein Wechselmodell darf nicht dazu führen, dass die im \r\nCfD-Regime vorgesehene staatliche Abschöpfung von Marktakteuren unterlaufen werden \r\nkann und es zu massiven Übererlösen kommt – obgleich ein wirtschaftlicher Anreiz bestehen \r\nbleiben muss, damit weiterhin PPAs abgeschlossen werden. \r\n• Akteursvielfalt: Ein Wechselmodell sollte auch für kleinere und mittlere Akteure \r\nbürokratiearm umsetzbar sein, ebenso hinsichtlich der Übernahme von Risiken und Kosten. \r\nUnser Appell: Eine Möglichkeit im neuen CfD-Regime \r\nEin neuerInvestitionsrahmen für Erneuerbare Energien braucht weiterhin die Wechselmöglichkeit \r\nzwischen staatlicher und marktlicher Absicherung über Grünstrom-Direktverträge (PPAs). Aus \r\nder berechtigten Sorge heraus, dass die Wechseloption zu einer Umgehung der \r\nAbschöpfung führen könnte, darf es kein Aus für kurzfristige Grünstrom-PPAs geben.\r\nEs gibt verschiedene Lösungsansätze, um Einnahmen für den Staat mit Flexibilität für Betreiber \r\n3 Siehe Guidehouse (2024).\r\n4 Siehe Übersicht Guidehouse (2024), S. 23\r\n5 Siehe Green Planet Energy (2024). \r\n6 Siehe Agora Energiewende (2025).\r\nund Verbraucherschutz zu vereinen. Eine Möglichkeit bietet das Modell der relativen\r\nAbschöpfung oder auch die serielle Finanzierung.\r\nWir laden Sie dazu ein, gemeinsam eine konstruktive politische Diskussion darüber zu führen, \r\nwie eine flexible Wechseloption zwischen staatlicher Förderung und Direktvermarktung bis zur \r\nEinführung der CfDs im Jahr 2027 gestaltet werden kann. So können wir das Wachstum des \r\nGrünstrommarkts sichern und gleichzeitig die Vielfalt der Akteure – gerade auch von KMU und \r\nProjekten für Grünen Wasserstoff – stärken.\r\nMit freundlichen Grüßen\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-01-05"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}