Was versteht man unter Contract for Difference?

Wie funktioniert ein Contract for Difference? 

Folgende CfD-Modelle könnten von staatlicher Seite zur Gewinnabschöpfung genutzt werden. Ein für Deutschland präferiertes Modell gibt es bislang noch nicht. 

CfD auf Stundenbasis

Bei dem stündlichen CfD-Modell erhalten Anlagenbetreibende eine Förderung, wenn der stündliche Referenzpreis unter dem anzulegenden Wert liegt. Liegt der stündliche Referenzpreis hingegen über dem anzulegenden Wert, müssen Anlagenbetreibende die Differenz zwischen anzulegendem Wert und Referenzpreis zurückzahlen. Der anzulegende Wert wird in der Regel im Rahmen eines Gebotsverfahrens ermittelt und bleibt für die Förderungsdauer konstant.  

Der Referenzpreis ergibt sich dabei aus folgenden Möglichkeiten der Marktwertberechnung:  

• Referenzpreis = stündlicher Day-Ahead Marktpreis: Der Referenzpreis für stündliche CFDs entspricht für jede der 24 Stunden jedes Tages dem jeweiligen mengengewichteten Durchschnittspreis für Strom aus allen Erzeugungsarten am Day-Ahead-Markt.
• Referenzpreis = technologiespezifischer stündlicher Day-Ahead-Marktpreis: In diesem Fall ergibt sich der Referenzpreis aus dem erzeugungs- und mengengewichteten Mittelwert der Stundenpreise einer Technologie (z.B. PV oder Windkraft).  

Der Einsatz des erzeugungsgewichteten Mittelwerts trägt dem Umstand Rechnung, dass beispielsweise volatile Energieträger wie Wind und PV nicht zu jeder Zeit gleichmäßig einspeisen. Der technologiespezifische Marktwert berücksichtigt genauer, wann wie viel eingespeist wurde und bildet somit die tatsächlich erzielten Preise am Day-Ahead-Markt präziser ab.

CfD auf Monatsbasis

Bei dem auf Monatsbasis beruhenden CfD-Modell verhält es sich ähnlich wie bei dem Modell auf Stundenbasis – mit dem Unterschied, dass sich die zeitliche Dimension von einer Stunde auf einen Monat verändert. Die Berechnung des Referenzpreises sieht wie folgt aus:

• Referenzpreis = monatlicher Marktpreis: Der Referenzpreis errechnet sich aus dem mengengewichteten Durchschnittspreis aller Day-Ahead-Preise eines Monats unabhängig von der Technologie.
• Referenzpreis = technologiespezifischer monatlicher Marktpreis: Der technologiespezifische Monatsmarktpreis ergibt sich aus dem erzeugungs- und mengengewichteten Mittelwert der Monatspreise einer Technologie (z.B. PV oder Windkraft).

Auch bei diesem Modell gilt: Liegt der Referenzpreis über dem anzulegenden Wert, haben die Anlagenbetreibenden eine Rückzahlungsverpflichtung in Höhe der entstandenen Differenz. Liegt der anzulegende Wert hingegen darunter, erhält er eine Förderung – ebenfalls in Höhe der Differenz zwischen anzulegendem Wert und Referenzpreis.

CfD auf Cap-and-Floor-Basis

Das CfD auf Cap-and-Floor-Basis zeichnet sich durch einen Korridor aus, innerhalb dessen Anlagenbetreibende marktabhängige Erlöse erzielen können. Dieser Korridor wird durch den „Floor“ als untere Grenze und den „Cap“ als obere Grenze eingefasst. Innerhalb dieses Marktwertkorridors erhält der Betreibende weder eine Förderung noch muss er etwas an den Staat zurückzahlen. Rutscht der Marktwert innerhalb einer definierten Periode (z.B. ein Tag, Monat, Jahr) über den Cap, sind Rückzahlungen an den Staat fällig. Liegt der Marktwert hingegen unter dem Floor, erhält er eine Förderung. Die Marktexposition ist als ebenfalls begrenzt, aber deutlich höher als beim CfD mit nur einem Anzulegenden Wert.

Bei Ausschreibungen gibt es hinsichtlich der Bestimmung von Cap and Floor verschiedene Möglichkeiten:

• Feste Korridorbreite: Die Breite des Preiskorridors (z.B. 20 EUR/MWh) wird vorgegeben, die Gebote werden auf den Mittelwert abgegeben. Alternativ wird der Floor geboten und eine feste Breite des Korridors aufgeschlagen.
• Prozentuale Erlösobergrenze: In der Ausschreibung wird der Cap als Prozentsatz angegeben, der auf den zu bietenden Floor aufgeschlagen wird.
• Feste Erlösobergrenze: Der Cap wird vor der Ausschreibung fixiert, als Gebote geben die Förderwilligen den Floor an.

Wie wirken sich CfDs verglichen mit der Marktprämie aus?

Die Förderung durch eine gleitende Marktprämie, wie sie bisher in Deutschland galt, sichert den Betreibenden einen Mindesterlös pro eingespeister Kilowattstunde. Dieser „anzulegende Wert“ wurde auf Auktionen ermittelt, bei denen Bieter ihre Gebote in ct/kWh abgaben. Zuschläge erhalten die niedrigsten Gebote.

Lagen später im Betrieb die durchschnittlichen Erlöse der jeweiligen Erzeugungsart (PV, Windkraft Onshore, Windkraft Offshore) unter dem bezuschlagten Preis, erhielten die Betreibenden die Differenz als Förderung. Lagen die Durchschnittserlöse darüber, gab es keine Förderung. Die Anlagenbetreiber durften aber alle erzielten Erlöse behalten. Bis 2022 wurde die Förderung durch die sogenannte EEG-Umlage refinanziert, die auf den Strompreis aufgeschlagen wurde. Seit 2023 wird sie aus Steuergeld bezahlt.

Auch mit einem CfD erhalten Anlagenbetreibende eine Förderung, wenn die Durchschnittseinnahmen unter dem anzulegenden Wert liegen. Im Gegenzug sollen sie aber Geld zurückzahlen, wenn die durchschnittlichen Erlöse höher ausfallen als der anzulegende Wert. Da auf diesem Wege nicht mehr nur Minder-, sondern auch Übereinnahmen vergemeinschaftet werden, spricht man auch von einer symmetrischen Marktprämie.

(Die folgenden Grafiken zeigen, wie sich die Förderarten in den Jahren 2020 bis 2025 auf die Förderungen und Erlöse einer durchschnittlichen Windkraftanlage an Land ausgewirkt hätten.) 

Rechtslage: Welche Rolle spielen CfDs aktuell für die Förderung Erneuerbarer Energie in Deutschland?

Die Möglichkeit, Wind- und Solarkraft durch CfDs statt eine gleitende Marktprämie zu fördern, stand bereits vor dem ersten EEG 2014 im Raum. Solange die Erlöse aber regelmäßig unter den Fördersätzen lagen, blieb dies eine weitgehend brancheninterne Debatte. In der breiteren Öffentlichkeit nahm sie erst Fahrt auf, als im Zuge der Energiekrise die Erlöse der Betreibenden die Fördersätze um ein Vielfaches überstiegen.

Trotz Mahnungen seitens der EU holte sich die Bundesregierung bei der EEG-Novelle 2023 noch einmal eine Sondergenehmigung aus Brüssel ein, um die Marktprämien-Förderung fortsetzen zu dürfen. Ab 2027 müssen neue Förderinstrumente nach Europarecht zweiseitige CfDs oder vergleichbare Mechanismen enthalten – zumindest, wenn die Förderung weiterhin an die physische Einspeisung gekoppelt bleiben soll.

Als Alternativen gelten:  

• eine Kopplung der Hilfen an theoretische Einspeisungsmengen, die mit der jeweiligen Technologie bei gegebenen Wetterbedingungen möglich gewesen wären.
• ein Kapazitätsmarkt, auf dem Anlagenbetreibende allein für das Vorhalten der Erzeugungskapazität vergütet werden – unabhängig davon, wie viel sie tatsächlich einspeisen. Diese gelten jedoch als unbrauchbar für Erneuerbare Energien, da der Abruf ihrer Kapazität wetterabhängig ist.

In beiden Fällen würden die Erlöse aus der Vermarktung des erzeugten Stroms hinzukommen. In dem im Februar geleakten Arbeitspapier der Bundesregierung ist jedoch explizit von Contracts for Difference die Rede. 

Welche volkswirtschaftlichen Vor- und Nachteile werden CfDs zugeschrieben?

Contracts for Difference gelten gemeinhin als gerechter, da bei der gleitenden Marktprämie die Allgemeinheit das Risiko niedriger Strompreise absichert, jedoch nicht an den Erlösen bei hohen Strompreisen beteiligt wird. Es gibt jedoch auch Bedenken, dass gedeckelte Erlöse auch unerwünschte Nebeneffekte haben könnten. Branchenvertreter wie der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) etwa betonen, dass starre CfDs die Preissignale des Strommarkts stören und die Energiewende verlangsamen könnten, während ein Cap-and-Floor-Modell eine sinnvolle Lösung zu den EU-Anforderungen darstellen könnten. Hier sind einige zentrale Argumente der Debatte.

Investitionsanreize

Befürworter gehen davon aus, dass CfDs ein sicheres Investitionsklima schaffen, das die Kapitalkosten senkt und dadurch Investitionen fördert. Bei einem immer höheren Anteil Erneuerbarer Energie könnten sich die Anlagen aufgrund der wetterbedingten Einspeisungsmöglichkeiten „kannibalisieren“: Wenn alle gleichzeitig einspeisen können, sinkt der Strompreis – oft sogar unter Null. Dieses Risiko wäre durch CfDs gedeckt.  

Kritiker warnen jedoch, dass die Deckelung der Erlöse den Ausbau von Wind- und Solaranlagen verlangsamen könnte, weil dies kaum Spielraum für wirtschaftliche Chancen böte. Mittelfristig, so das ökonomische Verständnis, ergäben sich daraus lediglich moderate Gewinnchancen. Ein Cap-and-Floor-CfD könnte demnach ein Mittelweg sein.

Flexibilität und systemdienliches Verhalten

Die Förderung durch einen CfD werde der Anforderung nicht gerecht, Flexibilität und systemdienliche Einspeisung der EE-Anlagen zu fördern: Wenn hohe Erlöse, die durch die Einspeisung während Stromknappheit anfallen, nicht bei den Unternehmen bleiben, bestehe kein Anreiz, zu derart systemdienlicher Einspeisung.

Höhere Strompreise

Kritiker befürchten, dass eine CfD-Förderung ihr wichtigstes Ziel, die Entlastung der Allgemeinheit, verfehlen könnten. Das Argument lautet, dass die Gebote der Anlagenbetreibenden bei Auktionen künftig höher ausfallen würden. Bei einigen Marktprämien-Auktionen waren mitunter 0-Cent-Gebote erfolgreich. Das heißt: Eine Förderung erhalten diese Anlagen nur, wenn der durchschnittliche Jahreserlös unter null fällt. Das Kalkül: Die Erlöse aus Phasen mit hohen Strompreisen genügen für eine lohnende Investition. Entfallen aber Erlöse aus Hochpreisphasen, weil diese Rückzahlungen zeitigen, sind die Betreibenden wieder auf Förderungen angewiesen, um Anlagen wirtschaftlich betreiben zu können – und würden entsprechend höhere Gebote abgeben. 

Gibt es bereits CfD-Förderungen in anderen Ländern?

Die EU fordert bereits seit einigen Jahren Fördermodelle in der Art von CfDs. Als Referenzmodell gilt dabei das Vereinigte Königreich, das der Staatengemeinschaft noch angehörte, als es 2014 die Erneuerbaren-Förderung durch CfDs einführte und 2017 zum einzigen Fördermodell machte.

Frankreich führte ab 2015 schrittweise die „Vergütungsergänzung“ („complément de rémunération“) ein. Der Mechanismus entspricht einer CfD-Vergütung, beinhaltet aber zwei Einschränkungen: Zum einen wird keine Prämie für Strom gezahlt, der während Phasen mit negativen Strompreisen eingespeist wurde, zum anderen müssen Erzeuger lediglich erhaltene Prämien zurückzahlen, sodass eine negative Förderung ausgeschlossen ist.

Irland versteigerte erstmals 2020 Förderungen für Windenergieanlagen mit zweiseitigen Differenzverträgen. Spanien, Polen, Dänemark sowie weitere Länder folgten ab 2021.

Hinweis: Next Kraftwerke übernimmt keine Gewähr für die Vollständigkeit, Richtigkeit und Aktualität der Angaben. Der vorliegende Beitrag dient lediglich der Information und ersetzt keine individuelle Rechtsberatung.