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Über Dr. Miriam Vollmer

Dr. Miriam Vollmer ist Rechtsanwältin und Fachanwältin für Verwaltungsrecht.
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Außer Spesen nichts gewesen? Was ist neu an der Kraftwerksstrategie?

Man war ja schon mal weiter: Vor über einem Jahr, am 11. September 2024, startete das Bundeswirtschaftsministerium die Konsultation über die Kraftwerksstrategie, mit der insgesamt 12,5 GW Gaskraftwerke als Reserve für die Netzstabilität Stromnetze ausgeschrieben werden sollten. Doch diese Ausschreibungen reichten der neuen Bundesregierung nicht. Die CDU/CSU unterstützte den Entwurf nicht in der “letzten Runde” vor den Wahlen, in der einige besonders wichtige Energiegesetze noch im Konsens verabschiedet werden sollten. Man werde aber nach den Wahlen schnell liefern, aber die Kraftwerksstrategie der Ampel war der Union zu klein und sie wollte sich nicht auf H2 verengen.

Nach den Wahlen bekräftigte die Union, dass deutlich mehr ausgeschrieben werden sollte, die Wirtschaftsministerin sprach von bis zu 20 GW. Dies indes erwies sich bei der Europäischen Kommission als nicht durchsetzbar, ohne deren Notifizierung Deutschland bekanntlich keine Beihilfen zahlen darf. Es begann ein zähes Ringen, das nun im Koalitionsausschuss vom 13. November 2025 offenbar beschlossen wurde: Es sollen 2026 Gaskraftwerke mit insgesamt 8 GW Kapazität ausgeschrieben werden. Weitere 4 GW sollen 2026/2028 folgen. Die aktuelle Bundesregierung konnte also in Brüssel auch nicht mehr Kapazität durchsetzen als die Ampel. Die bisher einzige sichtbare markante Veränderung besteht in der Dekarbonisierungsstrategie für die neuen Kraftwerke: Die Ampel wollte sie gleich oder später auf Wasserstoff umstellen. Die Regierung Merz möchte auch CCS/CCU erlauben, also die Abscheidung und Speicherung von CO2 in fossil betriebenen Kraftwerken. Doch ob dies realistisch ist? Die Internationale Energieagentur (IEA) stuft die Technologiereife von CCS an Gaskraftwerken mit einer 8 (Skala 1–11) ein, was bedeutet, dass die Technologie in Demonstrationsanlagen funktioniert, aber noch keine großtechnische Marktreife erreicht hat. Ob Unternehmen unter diesen Voraussetzungen von der Option Gebrauch machen, wenn sie ansonsten Geld zurückzahlen müssen?

Doch wie auch immer – für 2026 ist damit endlich mit den Ausschreibungen zu rechnen. Es ist anzunehmen, wenn auch nicht sicher, dass auch im kommenden Entwurf die Bundesnetzagentur die Kapazitäten ausschreiben wird. Unternehmen, die Kraftwerke errichten und betreiben wollen, geben dann Gebote ab, indem sie den aus ihrer Sicht erforderlichen Förderbetrag nennen. Die wirtschaftlich günstigsten Gebote, die den Teilnahmekriterien entsprechen, bekommen den Zuschlag für den Abschluss langfristiger Differenzverträge (Contracts for Difference), die den Betreibern die Differenz zwischen Strike Price und Marktpreis ersetzen, gekoppelt mit Einhaltung der Dekarbonisierungspflichten und einer Förderung der Kapazitätsbereitstellung an sich.

Und nun sind wir mal alle sehr gespannt auf den Referentenwurf (Miriam Vollmer).

2025-11-14T13:16:55+01:0014. November 2025|Strom|

Windparks ohne EEG Förderung?

Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien stehen immer wieder mal in der Kritik, weil deren Stromerzeugung, soweit sie nicht dem Eigenverbrauch dient, über das Instrument der Einspeisevergütung oder der Marktprämie staatlich subventioniert werde. Dabei gibt es auch Anlagen von relevanter Größe die inzwischen ohne solche Förderung auskommen.

Es gibt in Deutschland tatsächlich Windparks, die ohne zusätzliche gesetzliche Förderung (also etwa ohne eine garantierte Einspeisevergütung nach dem Erneuerbare‑Energien‑Gesetz – EEG) errichtet worden sind oder so geplant werden.

Der Windpark He Dreiht als derzeit Deutschlands größter Offshore-Windpark nordwestlich der Insel Borkum mit einer Leistung von ca. 900 MW wurde im Rahmen einer Ausschreibung gewonnen mit einem “Null-Bezuschussung”-Gebot: Der Betreiber erklärte, dass keine EEG-Förderung erforderlich sei.Auch bei anderen Offshore-Windprojekten wurde bzw. wird ein Zuschlag ohne Förderanspruch („0 Cent pro kWh“) erteilt. Ein weiteres Projekt, der Offshore-Windpark Windanker in der Ostsee, ist geplant mit einem Zuschlagssatz von 0 Cent/kWh – also auch ohne Förderung.

Diese Fälle betreffen insbesondere Offshore-Windparks (also Windenergieanlagen auf See). Onshore-Windparks (an Land) sind oft noch stärker von Fördermechanismen abhängig oder haben andere Vertragsmodelle.

“Ohne Förderung” bedeutet hier: kein Anspruch auf eine staatliche fixe Einspeisevergütung oder ein ähnliches Fördermodell. Nicht unbedingt: keine finanziellen Risiken oder keine Marktrisiken. Auch wenn kein Fördertarif gewährt wird, bleibt oft eine Marktbeteiligung bzw. Vermarktung über Strommengen- oder PPA-Verträge (Power Purchase Agreements) erforderlich, damit sich das Projekt wirtschaftlich trägt. Der Erfolg bzw. die Wirtschaftlichkeit hängt stark ab von Faktoren wie: Standortqualität (Windaufkommen, Volllaststunden), Finanzierungskosten, Technik- und Industrielernkurven, Netzanschlusskosten etc.

Trotz dieser positiven Beispiele ist das derzeit aber noch nicht automatisch der Standardfall —Fördermodelle spielen weiterhin eine große Rolle im Ausbau der Windenergie.

(Christian Dümke)

2025-11-07T15:48:27+01:007. November 2025|Allgemein|

Wie weiter mit dem ETS II?

Der Europäische Rat – also das Organ der Mitgliedstaaten der EU – will den EU ETS II um ein Jahr verschieben (siehe hier). Er soll also erst 2028 starten und nicht 2027. Der Grund ist banal: Manchen EU-Regierungen ist der CO2-Preis, der vor allem Erdgas, Heizöl, Diesel’ und Benzin verteuert, schlicht zu hoch. Sie hoffen teilweise, dass es entweder gar nicht zu den teilweise prognostizierten hohen Preisen kommt oder der ETS II so spät starte, dass der Aufwuchs an klimafreundlichen Technologien wie Wärmepumpe und E-Auto quasi von selbst zu niedrigeren Preisen führt, um den Volkszorn nicht zu provozieren.

Doch was bedeutet das für die Praxis? Klar ist jedenfalls, dass die aus deutscher Perspektive wünschenswerte Vereinheitlichung sich verzögert. Doch womit müssen deutsche Versorger und Verbraucher rechnen?

Eine mögliche Antwort geben Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG) und Brennstoff-Emissionshandelsgesetz (BEHG). Denn der Fall einer Verschiebung ist hier durchaus bereits mitgedacht, aber nicht als letztlich politische Entscheidung, sondern für den Fall, dass die Kommission wegen außergewöhnlich hoher Energiepreise den Startschuss um ein Jahr verschiebt. Dieser – in Art. 30k Emissionshandelsrichtlinie sehr klar umrissene – Fall liegt nicht vor, deswegen kann die Kommission nicht einfach eine Bekanntmachung vornehmen, aber die Situationen sind so ähnlich, dass ein Rückgriff sich anbietet. In diesem Fall suspendiert § 56 TEHG die Abgabepflicht – nicht aber die Berichtspflicht – für Inverkehrbringer nach dem TEHG für das Jahr 2027.

Doch sind die Inverkehrbringer dann aller Sorgen ledig? Mitnichten – denn es gibt ja auch noch das BEHG. Dessen § 24 Abs. 1 BEHG sieht vor, dass nur dann die Verpflichtungen nach dem BEHG zurücktreten, wenn das TEHG greift. Ist das nicht der Fall, gilt das BEHG also weiter.

Doch wie sieht dann die Bepreisung konkret aus? Gibt es feste Preise? Hier sieht § 10 BEHG an sich eine Versteigerung vor, ab 2027 ohne Preisobergrenze. § 10 Abs. 3 Nr. 5 BEHG erlaubt der Bundesregierung aber (wie im Restanwendungsbereich des BEHG) eine abweichende Rechtsverordnung mit einem Festpreisverkauf zum Preis von TEHG-Zertifikaten.

Dies wirft allerdings die Frage auf, wie in diesem Fall mit der Diskrepanz zwischen dem Budget für diesen Sektor und den verkauften Zertifikaten umzugehen ist. Ein weiterer Zukauf würde mindestens sehr teuer, es ist auch fraglich, ob eine solche Regelung wirklich einen wahrnehmbaren Minderungsanreiz ausüben würde. Zudem bereiten DEHSt und EEX schon jetzt die Versteigerung für 2026 vor, die in einem Preiskorridor zwischen 55 und 65 EUR stattfinden soll. Ob angesichts dessen nicht eher ein zweites Jahr nationaler Versteigerungen naheliegt, möglicherweise mit einer realistischeren Obergrenze?

Alle diese Fragen müsste der deutsche Gesetzgeber beantworten. Bevor dies allerdings eintreten kann, muss nun erst einmal auf EU-Ebene geklärt werden, wie es weitergeht. Denn bekanntlich macht der Rat Regelungen nicht allein. Um hier kurzfristig etwas zu ändern, müssen auch Europäisches Parlament und Kommission aktiv werden, die bereits bei der letzten Novelle der Emissionshandelsrichtlinie ihren eigenen Kopf bewiesen haben. Es bleibt also bei einer ärgerlichen Unsicherheit, gerade für Zweijahresverträge, die diese Risiken nun abbilden müssen (Miriam Vollmer).

2025-11-07T14:38:59+01:007. November 2025|Allgemein, Emissionshandel|