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# Dossier DG – Staatliche Preis-, Erlös-, Abnahme- und Mengengarantien

**Bearbeitungsstand:** 24. August 2026  
**Register:** DE‑4351 bis DE‑4400  
**Kumulativ:** 4.400 Problempositionen in 87 Dossiers

Kennzeichnung: **F** = belegter Fakt · **M** = Modellrechnung · **I** = analytische Schlussfolgerung · **U** = noch bestehende Unsicherheit.

## 1. Kernbefund

Deutschland ersetzt in wichtigen Bereichen der Energie- und Industriepolitik Marktpreisrisiken zunehmend durch staatlich organisierte Erlös-, Preis-, Abnahme- oder Kapazitätsgarantien:

- Das EEG gleicht die Differenz zwischen Förderwerten und Marktwerten aus.
- Offshore-Auktionen vergeben Flächen teilweise ohne Förderung, aber gegen milliardenschwere Gebote.
- Klimaschutzverträge sichern für bis zu 15 Jahre die Mehrkosten klimafreundlicher Industrieproduktion ab.
- H2Global kauft Wasserstoffderivate langfristig an und verkauft sie kurzfristiger weiter; der Staat übernimmt die Preisdifferenz.
- Das StromVKG vergütet ab 2031 die Bereitstellung gesicherter Kapazität über bis zu 15 Jahre.

Diese Instrumente können Investitionen ermöglichen, die ohne Risikoteilung nicht zustande kämen. Das gemeinsame strukturelle Problem lautet jedoch:

> Der Staat reduziert das Preis- und Absatzrisiko einzelner Investoren, übernimmt dafür aber langfristige Budget-, Mengen-, Prognose-, Gegenpartei- und Technologierisiken, die häufig weder zusammenhängend bilanziert noch mit allen parallelen Förderungen verrechnet werden.

Das Problem ist daher nicht „jede Garantie ist falsch“, sondern die kumulative, schwer vergleichbare und teilweise asymmetrische Übernahme von Risiken.

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## 2. Abgrenzung und Doppelzählung

Erfasst werden ausschließlich Verpflichtungen, bei denen der Staat oder ein staatlich bestimmter Intermediär

1. einen Preis beziehungsweise Erlös stabilisiert,
2. eine bestimmte Menge ankauft oder vergütet,
3. eine Abnahme organisiert,
4. Verfügbarkeit unabhängig von der tatsächlichen Stromproduktion bezahlt oder
5. Marktrisiken vertraglich zwischen Staat und Unternehmen verteilt.

Nicht erneut gezählt werden:

- allgemeine Unternehmenssubventionen ohne Preis- oder Abnahmegarantie,
- Bürgschaften und Kreditgarantien aus früheren Dossiers,
- reine Netzinvestitionen und Redispatchkosten,
- Steuervergünstigungen,
- allgemeine Wasserstoff-, CCS- oder Transformationsinfrastruktur,
- Kraftwerks- und Industrieprobleme, soweit sie nicht aus dem Garantievertrag entstehen.

Ein Projekt kann dennoch mehrere Instrumente erhalten. Diese Förderkumulation ist hier selbst ein eigenständiges Problem, nicht eine additive Kostenschätzung.

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## 3. Teilprobleme

### EEG und erneuerbarer Strom

1. Stark schwankender Finanzierungsbedarf abhängig vom Großhandelspreis.
2. Verlagerung der EEG-Kosten in den Bundeshaushalt.
3. Im Regelfall einseitige Absicherung nach unten statt vollständigem zweiseitigem Differenzvertrag.
4. Langjährige Altverpflichtungen begrenzen spätere politische Flexibilität.
5. Zunahme negativer Strompreise.
6. Fortbestehende Mengenanreize trotz geringer oder negativer Systemwerte.
7. Verlängerung von Förderzeiträumen als zeitlich verschobene Kompensation.
8. Abweichung des tatsächlichen anlagenspezifischen Erlöses vom administrativen Marktwert.
9. Fehlkalibrierung von Ausschreibungshöchstwerten.
10. Informationsvorteile und strategische Gebote in Pay-as-bid-Auktionen.
11. Sonderregeln für kleine Anlagen und Abhängigkeit von intelligenten Messsystemen.
12. Fehlende Synchronisierung von Erzeugungs-, Netz- und Speicherzubau.

### Offshore-Wind

13. Milliardenhohe Flächengebote können Investitionskosten und Strompreise erhöhen.
14. Gefahr des Gewinnerfluchs.
15. Extreme Schwankungen der Gebotswerte.
16. Ausbleibende Gebote bei unzureichender Projektrentabilität.
17. Höhere Finanzierungskosten ohne stabilisierenden Differenzvertrag.
18. Verzögerte Netzanschlüsse.
19. Kannibalisierungs- und Abschattungseffekte.
20. Zeitliche Lücke zwischen Flächenzuschlag und realer Stromerzeugung.
21. Konflikt zwischen niedrigstem Preis und Lieferketten-, Umwelt- sowie Resilienzzielen.

### CO₂-Differenzverträge

22. 15-jährige, preisabhängige Haushaltsverpflichtungen.
23. Komplexe Referenzpreise und Indizes.
24. Unsichere kontrafaktische Emissionsbaselines.
25. Begrenzter Wettbewerb in kleinen Industriesegmenten.
26. Risiko paralleler Beihilfen und Überkompensation.
27. Festlegung auf früh ausgewählte Technologien.
28. Abhängigkeit von noch nicht vorhandenen Wasserstoffnetzen.
29. Abhängigkeit von CO₂-Transport und -Speicherung.
30. Schwierige Ausgestaltung symmetrischer Rückzahlungen.
31. Begrenzte Transparenz durch Geschäftsgeheimnisse.
32. Ausstiegs-, Änderungs- und Gegenparteirisiken.
33. Konzentration der Förderung auf wenige Standorte und Unternehmen.

### H2Global

34. Staatliche Übernahme der Differenz zwischen langfristigem Ankaufs- und kurzfristigem Verkaufspreis.
35. Unklarheit des tatsächlichen Nettoförderbedarfs bis zur Weiterveräußerung.
36. Konzentration der ersten Auktion auf einen Lieferanten.
37. Langfristiger Festpreis trotz möglicher Kostensenkungen.
38. Unsichere europäische Zahlungsbereitschaft.
39. Import-, Länder-, Währungs- und Logistikrisiken.
40. Schwierige Zertifizierung der erneuerbaren Erzeugung.
41. Energie- und Emissionsverluste der Ammoniakkette.
42. Hohe Komplexität der zweiten, regional und produktseitig aufgegliederten Auktion.
43. Realisierungs- und Rückzugsrisiken trotz erfolgreicher Auktion.

### Kapazitätsmarkt

44. Unsicherheit über die tatsächlich erforderliche Kapazitätsmenge.
45. Sehr große theoretische Verpflichtung bei Zuschlägen nahe dem Höchstwert.
46. 15-jährige Bindung und mögliches fossiles Lock-in.
47. Politisch und methodisch festgelegte Reduktionsfaktoren.
48. Manipulationsrisiken bei Referenzlasten flexibler Verbraucher.
49. Noch nicht abschließend geregelte Finanzierung und Verteilungswirkung.
50. Fehlende Gesamtbilanz aller sich überlagernden Garantieinstrumente.

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## 4. Zentrale Kennzahlen

| Instrument | Belegte Größenordnung | Einordnung |
|---|---:|---|
| EEG-Finanzierung 2023 | 0 Euro Bundesmittel | Hohe Strommarktpreise deckten den Bedarf. |
| EEG-Finanzierung 2024 | 18,5 Mrd. Euro | Niedrigere Großhandelspreise erhöhten den Differenzbetrag. |
| EEG-Finanzierung 2025 | 16,5 Mrd. Euro | Seit 2025 Finanzierung aus dem Kernhaushalt. |
| Negative Strompreise 2024 | 457 von 8.784 Stunden | Zunehmende Zeiten mit Angebotsüberschuss. |
| Negative Strompreise 2025 | 573 von 8.760 Stunden | Anstieg um rund 25 %. |
| Offshore-Gebote 2024 | 3,0225 Mrd. Euro für 2,5 GW | Einnahme des Staates beziehungsweise der vorgesehenen Empfänger, aber Kostenbestandteil des Projekts. |
| Offshore-Gebot 2025 | 180 Mio. Euro für 1 GW | Drastischer Rückgang gegenüber 2024. |
| Zentrale Offshore-Auktion 2025 | 2,5 GW, keine Gebote | Hinweis auf nicht tragfähige Risikoverteilung. |
| Erste Klimaschutzverträge | höchstens 2,8 Mrd. Euro | 15 Verträge, bis zu 15 Jahre, erwartete Vermeidung bis 17 Mio. t CO₂e. |
| Zweite Klimaschutzvertragsrunde | bis zu 5 Mrd. Euro | Gebotsverfahren seit Mai 2026. |
| H2Global erste Runde | bis zu 900 Mio. Euro bewilligt | Davon maximal 397 Mio. Euro für den Ammoniakvertrag. |
| H2Global Ammoniak | bis 397.000 t bis 2033 | Festpreis des Ankaufsvertrags: 1.000 Euro/t. |
| H2Global weitere Finanzierung | bis zu 3,53 Mrd. Euro | Zweite Auktion mit einem Volumen von rund 2,5 Mrd. Euro. |
| StromVKG | zuerst 9 GW, danach 2 GW | Zwei Ausschreibungen à 4,5 GW 2026; weitere 2 GW im Mai 2027. |
| StromVKG Höchstwert | 244.000 Euro/MW und Jahr | Für Langzeit- und Erzeugungskapazitäten. |
| Verpflichtungsdauer | bis zu 15 Jahre | Beginn 2031; Klimaneutralität spätestens 2045. |

**Modellrechnung zum StromVKG:** Werden die ersten 11 GW vollständig zum gesetzlichen Höchstwert bezuschlagt, beträgt die rechnerische Bruttoobergrenze **2,684 Mrd. Euro jährlich** beziehungsweise **40,26 Mrd. Euro über 15 Jahre**. Das ist keine Ausgabenprognose: Auktionsergebnisse dürften niedriger liegen, zudem reduzieren Strafen und der Preisspitzenausgleich die Nettokosten. Es zeigt aber die maximale Größenordnung des gesetzlichen Preisrahmens. Grundlage sind §§ 4, 5, 12 und 39 StromVKG. [StromVKG](https://www.gesetze-im-internet.de/stromvkg/BJNR0D2AB0026.html)

Bei den ersten Klimaschutzverträgen entsprechen 2,8 Mrd. Euro geteilt durch 17 Mio. t maximaler angekündigter Vermeidung rechnerisch rund **165 Euro je Tonne**. Auch das ist keine tatsächliche Förderintensität: Zahlungen sind variabel, Einsparungen verteilen sich über Jahre, und Rückzahlungen an den Staat sind möglich.

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## 5. Historische Entwicklung

- **2000–2021:** Das EEG entwickelt sich von festen Einspeisetarifen hin zu Direktvermarktung, Marktprämien und wettbewerblichen Ausschreibungen.
- **2022:** Abschaffung der EEG-Umlage für Stromverbraucher; Finanzierung wird stärker fiskalisiert.
- **2023:** Hohe Strommarktpreise führen dazu, dass keine Bundesmittel zur EEG-Finanzierung benötigt werden.
- **2024:** Der Finanzierungsbedarf springt auf 18,5 Mrd. Euro. Offshore-Flächen erzielen zugleich Gebote von über 3 Mrd. Euro.
- **2024:** Erste 15 Klimaschutzverträge werden geschlossen; erste H2Global-Ammoniakauktion wird vergeben.
- **2025:** EEG-Zahlungen wechseln vom Klima- und Transformationsfonds in den Kernhaushalt. Eine Offshore-Auktion über 2,5 GW erhält keine Gebote.
- **2026:** Zweite Runde der Klimaschutzverträge startet mit bis zu 5 Mrd. Euro. Das StromVKG tritt am 21. Juli 2026 in Kraft; die ersten Kapazitätsauktionen sind für September und Dezember 2026 vorgesehen, stehen aber unter EU-Beihilfevorbehalt.

Die Entwicklung führt von technologiebezogenen Einspeisegarantien zu einem breiten System staatlich strukturierter Langfristverträge.

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## 6. Regionale Dimension

- **Nord- und Ostsee:** Offshore-Risiken konzentrieren sich auf Küstenländer, Häfen, maritime Lieferketten und die nördlichen Netzanschlüsse.
- **Netztechnischer Süden:** Das StromVKG ermöglicht regionale Steuerung zugunsten von Standorten, an denen gesicherte Leistung und Netzstabilität besonders benötigt werden.
- **Norddeutschland:** Hohe Windproduktion und verzögerter Netzausbau erhöhen das Risiko von Abregelung und niedrigen lokalen Systemwerten.
- **Ost- und Süddeutschland:** Photovoltaikzubau kann regionale Anschlussengpässe und mittägliche Preiskannibalisierung verstärken.
- **Industriestandorte:** Klimaschutzverträge konzentrieren sich auf Chemie-, Zement-, Metall-, Glas-, Papier- und Keramikstandorte.
- **Importhäfen:** H2Global begünstigt Hafen-, Speicher- und Ammoniaklogistik, zunächst insbesondere Rotterdam und perspektivisch deutsche Importkorridore.

**I:** Die räumliche Verteilung der Zahlungen folgt nicht zwingend der räumlichen Verteilung der Finanzierung. Verbraucher und Steuerzahler tragen die Kosten bundesweit, während Investitionen, Risiken und Arbeitsplatzeffekte regional konzentriert sind.

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## 7. Internationaler Vergleich

### Großbritannien

Britische Contracts for Difference sind grundsätzlich zweiseitig: Liegt der Referenzpreis unter dem Zuschlagspreis, erhält der Erzeuger die Differenz; liegt er darüber, zahlt er zurück. Die sechste Auktion führte zu 128 unterzeichneten Verträgen und rund 9,6 GW neuer Kapazität. Das Modell stabilisiert Erlöse und begrenzt zugleich Übergewinne bei hohen Strompreisen. [Britische CfD-Bilanz](https://www.gov.uk/government/publications/contracts-for-difference-and-capacity-market-scheme-update-2024/contracts-for-difference-and-capacity-market-scheme-update-2024)

### Niederlande

SDE++ vergütet die „unrentable Spitze“ zwischen einem technologiespezifischen Basisbetrag und einem jährlich aktualisierten Marktwert. Marktwert, Herkunftsnachweise, Profil- und teilweise Ausgleichsenergiekosten fließen in die Berechnung ein. Ein Mindestmarktwert begrenzt allerdings die staatliche Übernahme extremer Niedrigpreisrisiken. [SDE++-Systematik](https://english.rvo.nl/subsidies-financing/sde/features)

### Dänemark

Die dänische Offshore-Auktion für zunächst 3 GW erhielt im Dezember 2024 kein einziges Gebot. Der Fall zeigt, dass eine Übertragung nahezu aller Markt- und Baukostenrisiken auf Entwickler selbst bei guten Standorten zum Auktionsausfall führen kann. [Dänische Energieagentur](https://ens.dk/en/press/north-sea-offshore-wind-tendering-procedure-the-danish-energy-agency-has-not-received-any-bids)

### Europäische Wasserstoffbank

Die erste EU-Auktion vergab Produktionsprämien von 0,37 bis 0,48 Euro je Kilogramm Wasserstoff; sechs Projekte schlossen Verträge über rund 694 Mio. Euro. In der zweiten Runde unterschrieben letztlich nur sechs Projekte Verträge über 270,6 Mio. Euro, obwohl ursprünglich 15 Projekte ausgewählt worden waren. Das illustriert sowohl den Nutzen preisbasierter Konkurrenz als auch erhebliche Realisierungs- und Rückzugsrisiken. [EU-Auktion 2023](https://climate.ec.europa.eu/eu-action/eu-funding-climate-action/innovation-fund/calls-proposals/if23-auction-renewable-hydrogen-production_en), [EU-Auktion 2024](https://climate.ec.europa.eu/eu-action/eu-funding-climate-action/innovation-fund/calls-proposals/if24-auction_en)

**Vergleichsbefund:** Deutschland nutzt bislang mehrere voneinander getrennte Modelle. Großbritannien zeigt die Vorteile symmetrischer Rückzahlungen, die Niederlande die regelmäßige Anpassung an reale Marktwerte, Dänemark die Gefahr zu weitgehender Risikoübertragung und die EU-Wasserstoffbank die Bedeutung strenger Realisierungsbedingungen.

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## 8. Ursachen

1. Hohe Kapitalkosten bei unsicheren zukünftigen Erlösen.
2. Politisch festgelegte Ausbau- und Klimaziele.
3. Fehlende liquide Terminmärkte für 10- bis 20-jährige Zeiträume.
4. Unklare künftige CO₂-, Strom-, Wasserstoff- und Produktpreise.
5. Netz-, Genehmigungs- und Infrastrukturabhängigkeiten außerhalb der Kontrolle einzelner Investoren.
6. Unvollständige Bepreisung von Versorgungssicherheit und Emissionsminderung.
7. Politischer Zeitdruck.
8. Informationsvorsprung der Unternehmen bei Kosten und Realisierbarkeit.
9. Unterschiedliche Förderzuständigkeiten und Haushaltsquellen.
10. Fehlende Gesamtbilanz staatlicher Vertrags- und Garantiepositionen.

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## 9. Verantwortung

| Akteur | Verantwortungsbereich |
|---|---|
| Bundestag/Bundesregierung | Ziele, Budgets, Vertragsgrundlagen und Risikoverteilung |
| BMWE | Ausgestaltung von EEG, Klimaschutzverträgen, H2Global und StromVKG |
| BMF | Haushaltsvorsorge, Risikotransparenz und langfristige Tragfähigkeit |
| Bundesnetzagentur | Ausschreibungsmengen, Höchstwerte, Zuschläge, Markt- und Versorgungssicherheitsmonitoring |
| Übertragungsnetzbetreiber | Abrechnung der Kapazitätszahlungen, Verfügbarkeit und Preisspitzenausgleich |
| EU-Kommission | Beihilfegenehmigung und Binnenmarktregeln |
| Länder und Genehmigungsbehörden | Genehmigungen, Flächen und regionale Infrastruktur |
| Unternehmen | Wahrheitsgemäße Gebote, Realisierung und vertragsgemäße Leistung |
| Banken und Anteilseigner | Eigenständige Risikoprüfung statt vollständiger Verlagerung auf den Staat |
| Rechnungshöfe | Prüfung von Wirtschaftlichkeit, Förderkumulation und langfristigen Verpflichtungen |

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## 10. Zentrale politische Entscheidungen

- Finanzierung der EEG-Förderung aus allgemeinen Bundesmitteln.
- Verschärfung der EEG-Regeln bei negativen Preisen.
- Fortführung technologiebezogener Ausschreibungen statt einheitlicher zweiseitiger Differenzverträge.
- Offshore-Flächenvergabe über dynamische Zahlungsgebote.
- Abschluss 15-jähriger Klimaschutzverträge.
- Öffnung der zweiten Klimaschutzvertragsrunde für CCS.
- Bereitstellung von bis zu 3,53 Mrd. Euro für H2Global.
- Abschluss langfristiger internationaler Ankaufsverträge.
- Einführung eines Kapazitätsmarkts für 2031.
- Ausschreibung von zunächst 9 GW Langzeitkapazität und 2 GW weiterer Erzeugungskapazität.
- Kapazitäts-Höchstwert von 244.000 Euro/MW/Jahr.
- Klimaneutralitätsanforderung für langfristig geförderte Kapazität erst ab 2045.
- Verschiebung der endgültigen Kapazitätsmarktfinanzierung in ein späteres Gesetz.

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## 11. Direkte Kosten und Verpflichtungen

- **EEG:** 18,5 Mrd. Euro 2024 und 16,5 Mrd. Euro 2025.
- **Klimaschutzverträge:** höchstens 2,8 Mrd. Euro erste Runde; bis zu 5 Mrd. Euro zweite Runde.
- **H2Global:** bis zu 900 Mio. Euro erste Förderzusage; bis zu 3,53 Mrd. Euro weitere Mittel.
- **StromVKG:** noch keine tatsächlichen Zuschlagskosten; theoretische Bruttoobergrenze der ersten 11 GW rund 40,26 Mrd. Euro über 15 Jahre.
- **Offshore:** Flächengebote sind zunächst Einnahmen, keine Ausgaben. Sie können jedoch indirekt über höhere Finanzierungs- und Stromabnahmekosten zurückkehren.

Diese Beträge dürfen nicht addiert werden: Sie betreffen unterschiedliche Zeiträume, Brutto- und Nettogrößen sowie teils rückzahlbare oder marktpreisabhängige Verpflichtungen.

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## 12. Indirekte Kosten

- höhere Finanzierungskosten durch komplizierte Verträge und regulatorische Änderungsrisiken,
- Strompreiswirkungen hoher Offshore-Flächengebote,
- Netzausbau und Redispatch infolge räumlich falsch koordinierter Mengenanreize,
- Kosten nicht realisierter oder verspäteter Projekte,
- technologische Pfadabhängigkeit,
- Verdrängung günstigerer späterer Technologien,
- Verwaltungs-, Prüf- und Rechtsstreitkosten,
- Wettbewerbsnachteile nicht geförderter Unternehmen,
- Risiko einer dauerhaften Subventionsabhängigkeit,
- haushaltspolitische Verdrängung anderer Aufgaben,
- Import- und Wechselkursrisiken bei H2Global,
- mögliche Doppelvergütung von Energie, Kapazität, Emissionsminderung und Standorterhalt.

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## 13. Gewinner, Verlierer und Anreize

**Potenzielle Gewinner**

- Projektentwickler mit abgesicherten Einnahmen,
- kapitalintensive Industrieunternehmen,
- Banken und Eigenkapitalgeber,
- etablierte Energieversorger,
- Hersteller geförderter Technologien,
- Hafen-, Netz- und Speicherbetreiber,
- Regionen mit bezuschlagten Großprojekten.

**Potenzielle Verlierer**

- Steuerzahler und Stromverbraucher bei zu hohen Garantiepreisen,
- nicht geförderte Wettbewerber,
- spätere, kostengünstigere Technologien,
- Regionen ohne Investitionen, die dennoch mitfinanzieren,
- Verbraucher, wenn Offshore-Gebote in Strompreise eingepreist werden,
- künftige Haushalte bei langjährigen Vertragsbindungen.

**Fehlanreize**

- möglichst hohe Kosten- oder Preisgebote bei geringer Konkurrenz,
- Mengenmaximierung unabhängig vom zeitlichen Systemwert,
- strategische Wahl günstiger Baselines,
- Kombination mehrerer Förderinstrumente,
- frühe Sicherung eines Vertrags vor Kostenrückgängen,
- Unterbieten mit späterem Rückzug,
- Errichtung nomineller Kapazität ohne ausreichende Brennstoff-, Netz- oder Infrastruktursicherung.

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## 14. Gegenargumente und Bewertung

| Gegenargument | Bewertung |
|---|---|
| Ohne Garantien werden notwendige Investitionen nicht finanziert. | Häufig zutreffend. Daraus folgt aber die Pflicht, Risiken symmetrisch, wettbewerblich und transparent zu verteilen. |
| Auktionen sichern automatisch den niedrigsten Preis. | Nur bei ausreichendem Wettbewerb, realistischen Anforderungen und glaubwürdigen Realisierungspflichten. Nullgebote oder keine Gebote können beide auf Fehlkonstruktionen hinweisen. |
| EEG-Zahlungen ersetzen nur frühere Verbraucherumlagen. | Die Belastung verschwindet nicht; sie wechselt in den Bundeshaushalt und konkurriert dort mit anderen Aufgaben. |
| Offshore-Gebote bringen dem Staat Milliarden. | Kurzfristig richtig. Hohe Gebote können langfristig Finanzierungskosten, PPA-Preise und Ausfallrisiken erhöhen. |
| Klimaschutzverträge zahlen nur bei tatsächlicher Produktion. | Das senkt das Risiko, beseitigt aber Baseline-, Referenzpreis-, Infrastruktur- und Förderkumulationsprobleme nicht. |
| H2Global schafft erstmals einen Marktpreis. | Richtig, doch ein einzelner Liefervertrag und staatlich finanzierte Preisdifferenzen sind noch kein liquider Markt. |
| Der Kapazitätsmarkt ist technologieoffen. | Teilweise. Langzeitkriterien, Reduktionsfaktoren, Standortsteuerung, Investitionsschwe
… (Ansicht gekürzt; der gespeicherte Text ist vollständig)