excerpt: Die britische Regierung hat in der CfD-Runde AR7a 7,4 GW neue erneuerbare Leistung (vor allem Solar und Onshore-Wind) gesichert und kommt mit AR7 auf insgesamt 14,7 GW neue Kapazität. Der Text argumentiert, dass CfDs als staatliche Investitionsarchitektur nicht nur Preise, sondern auch Systemkosten, Netze, Risikoverteilung und Eigentumsstrukturen im Energiesystem prägen.
14,7 GW neue Erneuerbare in UK: CfD, Kapital und Systemkosten
Die britische Regierung hat in der zweiten Teilauktion der siebten CfD-Runde (AR7a) weitere 7,4 GW neue erneuerbare Leistung vertraglich gesichert, vor allem Solar (4,9 GW) und Onshore-Wind (1,3 GW), ergänzt um 21 MW Gezeitenkraft. Zusammen mit 8,4 GW Offshore-Wind aus AR7 ergibt das 14,7 GW neue Kapazität. Solar erhielt Zuschläge zu rund £65/MWh, Onshore-Wind zu £72/MWh, jeweils als Strike Price im Contract for Difference.
Technisch ist das zunächst eine Beschaffungsentscheidung für Erzeugungskapazität. Politisch ist es mehr. CfDs sind kein neutraler Marktmechanismus, sondern eine staatlich definierte Investitionsarchitektur. Sie legen fest, welche Technologien in welcher Größenordnung zu welchen Erlösbedingungen gebaut werden. Damit entscheiden sie über Netzlasten, Kapitalflüsse, Risikoverteilung und letztlich über Eigentumspositionen im künftigen Energiesystem.
Der Kern ist deshalb eine Systemfrage: Wie werden Netze, Regeln, Eigentum, Investitionspfade und Kostenverteilung so organisiert, dass Ausbau nicht nur als Kapazitätszahl erscheint, sondern als integrierte Umstellung eines Infrastruktursystems?
Annahmen und Zielkonflikte
Die öffentliche Deutung der Auktion arbeitet mit drei Annahmen.
Erstens: Niedrige Strike Prices bedeuten automatisch niedrigere Endkundenrechnungen. Das kann stimmen, ist aber nicht identisch. Endkundenpreise hängen in UK stark von Marktpreisbildung, Netz- und Systemkosten, Lieferantenmargen sowie davon ab, wie CfD-Zahlungen und Rückflüsse bilanziell und tariflich durchgereicht werden.
Zweitens: Mehr heimische Erzeugung bedeutet automatisch mehr Versorgungssicherheit. Das gilt nur, wenn Netze, Flexibilität und Kapazitätsabsicherung mitwachsen. Sonst entstehen neue Abhängigkeiten, etwa von Importen für Komponenten, von Engpassmanagement oder von wenigen Flexibilitätsanbietern.
Drittens: „Billiger als neues Gas“ sei ein hinreichendes Entscheidungskriterium. Hier steckt ein Zielkonflikt zwischen kurzfristiger Kosteneffizienz und systemischer Resilienz. Gas ist nicht nur Erzeugungstechnologie, sondern im heutigen Marktdesign häufig auch Preisanker und Flexibilitätsreserve. Erneuerbare senken Brennstoffkosten, erhöhen aber Anforderungen an Netze, Speicher, Steuerung und Reservekapazitäten.
Diese Zielkonflikte sind keine moralischen Gegensätze, sondern Resultate institutioneller Architektur.
Technik: Möglichkeitsraum, nicht Verteilungsentscheidung
Solar und Onshore-Wind sind technisch ausgereifte, schnell skalierbare Technologien. Ihre Grenzkosten der Erzeugung sind niedrig, die Investitionskosten dominieren. Gezeitenkraft ist dagegen noch klein und teuer, hier geht es eher um Lernkurven, industrielle Optionen und Nischenförderung als um kurzfristige Systemkosten.
Die technische Systemwirkung dieser 7,4 GW hängt weniger von der installierten Leistung ab als von Profil, Standort und Anschluss.
- Solar verschiebt Einspeisung in Tagesstunden und verstärkt regionale Netzengpässe dort, wo Anschlusskapazitäten knapp sind.
- Onshore-Wind liefert in UK häufig in anderen Stunden als Solar, ist aber ebenfalls volatil und netzabhängig.
- Offshore-Wind aus AR7 ist systemisch relevant, erhöht aber ebenfalls Anforderungen an Übertragungsnetze und Systemdienstleistungen.
Technik eröffnet Optionen. Sie entscheidet aber nicht, wer die Netzkosten trägt, wer Regelenergie bereitstellt, wem die Anlagen gehören oder wie Ausfallrisiken abgesichert werden. Das sind Fragen der Regulierung und der politischen Ökonomie.
Regulierung: CfD als staatlich gesetzter Investitionsvertrag
Der britische CfD-Mechanismus ist ein langfristiger Differenzvertrag zwischen Projektbetreiber und einer staatlich organisierten Gegenpartei. Er funktioniert nicht als fixer Abnahmepreis, sondern als Erlösabsicherung gegenüber Marktpreisvolatilität.
Vereinfacht gesagt:
- Liegt der Großhandelspreis unter dem vertraglich festgelegten Strike Price, erhält der Betreiber die Differenz ausgezahlt.
- Liegt der Großhandelspreis darüber, muss der Betreiber die Differenz zurückzahlen.
Die Anlage verkauft weiterhin am Markt, aber der effektive Erlös wird über den Differenzmechanismus stabilisiert. Finanziert wird dieses System über eine Umlage auf Stromlieferanten, die Kosten oder Rückflüsse an Verbraucher weiterreichen.
Der zentrale Effekt liegt weniger im laufenden Zahlungsstrom als in der Finanzierung. Durch die Erlösstabilisierung sinkt das Preisrisiko. Sinkendes Risiko senkt die Kapitalkosten. Niedrigere Kapitalkosten ermöglichen niedrigere Gebote in der Auktion. Der Staat übersetzt damit seine eigene Kreditwürdigkeit indirekt in günstigere Projektfinanzierung.
CfD ist daher kein „Markt pur“, sondern eine Form staatlich organisierter Risikotransformation. Preisunsicherheit wird von einzelnen Projektgesellschaften in ein systemweites Ausgleichsregime verschoben.
Wichtige institutionelle Stellschrauben sind:
Strike Price und Laufzeit: Längere Laufzeiten reduzieren Kapitalkosten, verschieben aber Preisrisiken und Opportunitätskosten in die Zukunft. Der Hinweis, dass eine verlängerte Vertragsdauer Onshore-Preise gedrückt hat, illustriert genau diesen Mechanismus. Indexierung und Inflationsanpassung: Sie bestimmen, wie realwertstabil die Erlöse sind und wie Risiken zwischen Staat und Betreiber verteilt werden. Zuteilungsregeln und Preisdeckel: Wer bei knappen Budgets oder strikten Caps nicht zum Zug kommt, bleibt außerhalb des abgesicherten Investitionspfads und muss teurer finanzieren. Planungsrecht und Genehmigungsregime: Die 50-MW-Schwelle bei Solar trennt lokale Genehmigung von NSIP-Verfahren. Das ist keine technische Grenze, sondern eine institutionelle Sortierung von Projekten nach politischer Konfliktverarbeitung und Verfahrensrisiko. Netzanschluss und Anschlussfristen: Wenn Netzanschlüsse knapp sind, wird der Netzbetreiber faktisch zum Gatekeeper des Ausbaus. Warteschlangen und Anschlusskosten wirken dann als verdeckter Allokationsmechanismus. Kapazitätsmechanismen: Parallel zum Ausbau variabler Erzeugung bleibt die Frage, wie gesicherte Leistung vergütet wird. Wenn Flexibilität primär über separate Kapazitätszahlungen an wenige Akteure läuft, verfestigt das Marktmacht.
Ein CfD stabilisiert Erlöse einzelner Projekte, nicht automatisch die Systemkosten des Gesamtsystems. Regulierung entscheidet daher, ob „billige Erzeugung“ in ein teures Gesamtsystem eingebettet wird oder in ein integriertes.
Politische Ökonomie: „Wettbewerbsfähigkeit“ als definierter Maßstab
In der politischen Kommunikation taucht häufig „Wettbewerbsfähigkeit“ auf. Der Begriff wirkt technisch, ist aber normativ und interessengebunden. Er beantwortet nicht nur die Frage, ob Strom billig ist, sondern für wen er billig ist, zu welchen Bedingungen und mit welchen Nebenwirkungen.
Drei Präzisierungen sind zentral:
- Wettbewerbsfähigkeit misst oft kurzfristige Stromgestehungs- oder Großhandelspreise, nicht Systemkosten inklusive Netzausbau, Engpassmanagement, Reservekapazitäten und Bilanzierungsaufwand.
- Wettbewerbsfähigkeit wird häufig auf kapitalmarktfähige Investitionsbedingungen übersetzt: stabile Erlöse, geringe politische Risiken, standardisierte Verträge. Das begünstigt Akteure mit Zugang zu günstigem Kapital und Projektpipelines.
- Wettbewerbsfähigkeit kann als Disziplinierungsmaßstab dienen, um bestimmte Verteilungsfragen aus dem Blick zu nehmen, etwa regionale Lasten, Bodenrenten, Netzumlagen oder die Eigentumsfrage.
Damit ist „Wettbewerbsfähigkeit“ nicht falsch, aber unvollständig. Sie ist eine politische Definition dessen, was als Erfolg zählt.
Verteilungsfrage: Wer trägt Risiken, wer erhält Renditen?
CfDs verschieben Risiken.
- Preisrisiko wird teilweise von Projektgesellschaften weggenommen und in ein kollektives Abwicklungsregime gelegt.
- Bau- und Lieferkettenrisiken bleiben überwiegend bei Entwicklern und EPC-Unternehmen, werden aber häufig über Vertragsketten und Versicherungen weitergereicht.
- Systemrisiken entstehen auf der Netz- und Bilanzierungsebene: Engpässe, Curtailment, Redispatch, Reservebedarf. Diese Kosten landen typischerweise bei Netzentgelten oder in systemweiten Umlagen.
Die Renditeseite ist ebenso strukturiert.
- Wer Eigentum an den Anlagen hält, erhält langfristige Cashflows, abgesichert durch staatlich definierte Verträge.
- Wer Eigentum an Netzen hält, erhält regulierte Renditen auf Investitionsbasen. Netzregulierung ist damit eine zentrale Verteilungsinstitution.
- Haushalte und kleinere Gewerbe tragen Kosten häufig über Netzentgelte und Tarife, die nicht proportional zur Zahlungsfähigkeit sind.
Die oft zitierte Aussage, die Auktion werde „consumer bills“ senken, ist daher nur belastbar, wenn die institutionelle Durchleitung der Einsparungen und die Zurechnung der Systemkosten transparent geregelt sind.
Fazit: Warum UK hier strategischer agiert als Deutschland
AR7 und AR7a zeigen, dass CfDs mehr sind als ein Förderinstrument. Sie sind ein strategisches Investitionsdesign. Der britische Staat definiert einen langfristigen Erlösrahmen, transformiert Preisrisiken, senkt Kapitalkosten und lenkt Kapital gezielt in gewünschte Technologien. Das ist keine Marktverzerrung, sondern bewusst gesetzte Marktarchitektur.
Ein vergleichbares Instrument existiert in Deutschland grundsätzlich ebenfalls. Die EEG-Marktprämie funktioniert technisch ähnlich: Anlagen verkaufen am Markt, bei niedrigen Preisen greift ein Ausgleichsmechanismus. In der Logik ist das ein CfD-ähnliches Modell.
Der Unterschied liegt jedoch im institutionellen Selbstverständnis.
In Großbritannien sind Rückzahlungen bei hohen Marktpreisen systematisch Teil des Designs. Die Symmetrie ist politisch gewollt und kommunikativ integriert. Hohe Preise führen zu Rückflüssen, niedrige Preise zu Ausgleichszahlungen. Das System wirkt als klar definierter Investitionsvertrag mit kalkulierbarer Risikoarchitektur.
In Deutschland ist diese Symmetrie weniger stark ausgeprägt und politisch stärker volatil. Reformen, Deckelungen, Sonderregelungen, Abschöpfungsdebatten und wiederholte Eingriffe haben das Instrument fragmentiert. Der Charakter als langfristiger Investitionsvertrag tritt hinter kurzfristige fiskalische oder politische Erwägungen zurück.
Zudem wird das EEG häufig als Kostenfaktor debattiert, nicht als strategische Infrastrukturpolitik. In UK wird CfD als Wettbewerbsinstrument kommuniziert. In Deutschland erscheint das Pendant oft als Förderlast.
Das Ergebnis ist subtil, aber relevant:
- UK organisiert Bankfähigkeit. Deutschland organisiert Förderung.
- UK stabilisiert Investitionspfade. Deutschland diskutiert regelmäßig ihre Revision.
- UK nutzt das Instrument als industriepolitische Architektur. Deutschland behandelt es stärker als energiepolitische Maßnahme.
Beides kann funktionieren. Aber nur eines erzeugt maximale Investitionssicherheit.
Wenn Ausbau, Systemintegration und Resilienz strategische Ziele sind, dann braucht es ein Instrument, das als verlässlicher Investitionsvertrag verstanden wird. Technisch wäre das in Deutschland möglich. Institutionell fehlt bislang die gleiche Konsequenz.
Die zugespitzte Frage lautet daher: Will man erneuerbare Erzeugung administrieren oder strategisch finanzieren?
Das Instrument ist vorhanden. Die politische Rahmung entscheidet über seine Wirkung.
Frau Reiche, hören Sie?
Quelle: https://www.carbonbrief.org/qa-new-uk-onshore-wind-and-solar-is-50-cheaper-than-new-gas/