Zweiseitige CfDs im EEG: Dämpfen sie Stromkosten oder erhöhen sie das Risiko?

Deine Stromrechnung schwankt stärker als noch vor wenigen Jahren. Mal drücken hohe Börsenpreise die Kosten nach oben, mal sorgen niedrige Preise für Entlastung. Gleichzeitig braucht Deutschland neue Wind- und Solaranlagen, die über 15 oder 20 Jahre finanziert werden müssen. Genau hier setzt die Debatte um zweiseitige CfDs im EEG an.

Die Bundesregierung hat 2024 in einem Papier zum künftigen Strommarktdesign mehrere Optionen beschrieben, darunter production‑basierte und nicht production‑basierte Zwei-Wege-CfDs. Parallel laufen weiter Ausschreibungen der Bundesnetzagentur mit administrativ festgelegten Höchstwerten. Und im Hintergrund steht das EEG-Konto, für 2025 mit einem Finanzierungsbedarf von rund 17,03 Milliarden Euro.

Die Kernfrage lautet deshalb nicht, ob CfDs theoretisch sinnvoll sind. Entscheidend ist, wie sie konkret ausgestaltet werden und wer am Ende welches Risiko trägt.

In 30 Sekunden erklärt: Ein zweiseitiger CfD legt für eine Anlage einen festen “Strike Price” fest. Liegt der Börsenpreis darunter, zahlt die öffentliche Stelle die Differenz pro erzeugter Megawattstunde aus. Liegt der Börsenpreis darüber, muss der Betreiber die Differenz zurückzahlen. Es fließt also Geld in beide Richtungen.

Formal lautet die Logik pro Abrechnungsstunde: Zahlung = Strike Price minus Referenzpreis, multipliziert mit der gelieferten Strommenge. Diese Systematik ist im BMWK-Optionspapier 2024 als mögliche Architektur beschrieben. Entscheidend ist die Wahl des Referenzpreises, etwa der Day-Ahead-Preis an der Strombörse oder ein gemittelter Marktwert.

Zwei-Wege-CfDs sollen Übergewinne bei hohen Marktpreisen abschöpfen und gleichzeitig Investitionssicherheit bei niedrigen Preisen bieten.

Die Höhe des Strike wird in Deutschland in der Regel über Ausschreibungen ermittelt. Die Bundesnetzagentur setzt Höchstwerte fest, Gebote werden nach Preis gereiht und bis zum ausgeschriebenen Volumen bezuschlagt. Für 2025 wurden die Höchstwerte in mehreren Segmenten angepasst.

Diese Zahlen zeigen, wie sensibel das System auf Preisänderungen reagiert. Große Ausgleichszahlungen schlagen direkt im Finanzierungskreislauf durch.

Ob zweiseitige CfDs Stromkosten dämpfen oder erhöhen, hängt vor allem vom Abstand zwischen Strike und Marktpreis ab. Ein einfaches Beispiel macht das greifbar. Angenommen, eine Anlage erhält einen Strike von 90 Euro pro Megawattstunde.

Liegt der Referenzpreis bei 50 Euro, werden 40 Euro pro Megawattstunde aus dem Fördertopf gezahlt. Bei 1.000 Megawattstunden im Jahr wären das 40.000 Euro. Diese Summe muss finanziert werden, etwa über das EEG-Konto und damit mittelbar über Haushaltsmittel oder Umlagebestandteile.

Dreht sich das Bild und der Marktpreis steigt auf 110 Euro, fließen 20 Euro pro Megawattstunde zurück. In diesem Szenario entlastet der CfD das System. Genau diese Rückflüsse sollen nach dem Konzept hohe Preisphasen teilweise kompensieren.

Problematisch wird es, wenn viele Jahre mit niedrigen Marktpreisen auflaufen. Dann steigen die Ausgaben, während das EEG-Konto mit begrenztem Puffer arbeitet. Bei einem Finanzierungsbedarf von über 17 Milliarden Euro im Jahr 2025 ist klar, dass selbst kleinere Abweichungen Milliardenbeträge bewegen können.

Für dich als Endkunde bedeutet das: CfDs wirken indirekt. Sie tauchen nicht als eigene Position auf der Rechnung auf, beeinflussen aber die Systemkosten, die sich in Netzentgelten, Umlagen oder Haushaltszuschüssen widerspiegeln.

Zweiseitige CfDs reduzieren das Preisrisiko für Investoren. Banken finanzieren Projekte leichter, wenn Einnahmen planbar sind. Das senkt tendenziell die Kapitalkosten und kann Gebote in Ausschreibungen drücken.

Gleichzeitig verändern CfDs die Anreize im Markt. Wenn sehr hohe Börsenpreise oberhalb des Strike vollständig abgeschöpft werden, sinkt der Anreiz, in flexible Technologien wie Speicher zu investieren, die gerade von Preisspitzen leben. Das BMWK weist in seinem Papier auf die Notwendigkeit zusätzlicher Instrumente hin, etwa Kapazitätsmechanismen.

Auch die Wahl des Referenzpreises ist nicht neutral. Ein enger Bezug zum Day-Ahead-Preis erhöht die Volatilität der Ausgleichszahlungen. Ein geglätteter Index reduziert Schwankungen, kann aber Preissignale verwässern.

Wird der Strike zu hoch angesetzt, zahlen Verbraucher länger drauf. Wird er zu niedrig angesetzt, bleiben Projekte aus oder werden riskanter finanziert. Die Balance entscheidet darüber, ob Versorgungssicherheit steigt oder ob sich Investitionen verzögern.

Die kommende EEG-Ausgestaltung muss mehrere Parameter klar definieren. Erstens die Laufzeit der CfDs. Längere Laufzeiten geben Investoren Sicherheit, binden aber auch öffentliche Mittel über Jahrzehnte.

Zweitens die Indexierung. Wird der Strike über die Jahre angepasst, etwa an Inflation oder Marktindizes, verändert das die realen Zahlungen erheblich. Drittens die Menge. Je größer das ausgeschriebene Volumen unter CfD-Regeln, desto stärker wirken sich Fehlannahmen auf das Gesamtsystem aus.

Als Beobachter kannst du zwei Messgrößen im Blick behalten. Zum einen die veröffentlichten Gebots- und Zuschlagswerte der Bundesnetzagentur. Sie zeigen, auf welchem Niveau Investoren bereit sind zu bauen. Zum anderen die monatlichen Bewegungen auf dem EEG-Konto. Steigen die Auszahlungen deutlich, ist das ein Hinweis auf niedrige Marktpreise oder hohe Strikes.

An diesen Zahlen entscheidet sich, ob das Versprechen “billiger und sicherer” eingelöst wird oder ob sich neue Risiken aufbauen.

Zweiseitige CfDs im EEG sind kein Zauberinstrument. Sie verschieben Preisrisiken systematisch zwischen Markt und Staat. In Phasen hoher Börsenpreise können sie Rückflüsse erzeugen und das System entlasten. In Phasen niedriger Preise erhöhen sie den Finanzierungsbedarf, der 2025 bereits im zweistelligen Milliardenbereich liegt.

Entscheidend sind konkrete Designfragen: Höhe des Strike, Referenzpreis, Laufzeit, ausgeschriebenes Volumen. An diesen Punkten entscheidet sich, ob CfDs Stromkosten stabilisieren oder neue Belastungen aufbauen. Die Mechanik ist einfach, die Folgen sind es nicht.