Was versteht man unter Contract for Difference?
Definition
Inhaltsverzeichnis
Wie begegnet man mit Fördersystem am besten den Preisschwankungen am Strommarkt? Wie stellt man sicher, dass Anlagenbetreiber in Zeiten niedriger Preise über die Runden kommen, gleichzeitig aber in Zeiten hoher Strompreise nicht über Gebühr vom Fördersystem profitieren? Eine mögliche Option, wie sie momentan in Großbritannien oder auch Frankreich zum Einsatz kommt, ist eine Förderung über einen sogenannten Contract for Difference. In diesem Fördermodell wird eine feste Mindestvergütung pro MWh Strom definiert. Die Höhe dieses Fördersatzes wird in der Regel über ein Ausschreibungsverfahren festgelegt – ähnlich des Verfahrens, wie es auch in der Ausschreibung für das Markprämienmodell zum Tragen kommt. Der so festgestellte Förderbetrag wird für einen definierten Zeitraum – etwa 20 Jahre – gewährt.
Wie funktioniert die Umsetzung des Contract for Difference?
Der über diesen Fördermechanismus unterstützte Betreiber speist seinen Strom wie gewohnt ein. Liegt der Preis, den er damit an der Börse erzielt, unter dem Betrag, der in der Ausschreibung festgehalten wurde, so bekommt der Betreiber die Differenz zum fixierten Förderbetrag ausgezahlt. Liegt der Preis oberhalb dieses Referenzpreises, so muss der Betreiber die Differenz an den Vertragspartner auszahlen. Im Gegensatz zum deutschen Marktprämienmodell kann man dieses Fördermodell auch als ein symmetrisches Marktprämienmodell bezeichnen.
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Aktuell wird diskutiert, ob Contract-for-Difference-Lösungen nicht auch eine denkbare Alternative zu PPAs darstellen könnten. Sie würden das Investitionsrisiko und etwaige Kosten – die gerade bei langfristigen PPAs auftreten können – reduzieren. Über eine solche Fördermaßnahme würden primär die wirklichen Stromgestehungskosten abgebildet, da die projizierten Preise sich an den Projekt- und Betriebskosten einer Anlage orientieren, anstatt dass Marktprognosen zur Preisbildung herangezogen werden würden. Auf diese Weise würde eine symmetrische Marktprämie für eine bessere Marktintegration sorgen als eine fixe Marktprämie, da der Betreiber bereits im Förderzeitraum mit den Preisschwankungen konfrontiert wird, aber gleichzeitig noch das Netz der Marktprämie zur finanziellen Absicherung hat. Sowohl die Anreize im Hinblick auf die Anlagenauslegung (Erlösoptimierung) als auch die Anreize hinsichtlich des Einspeiseverhaltens spielen so eine wichtigere Rolle. Auch über eine Einführung einer symmetrischen Marktprämie anstelle der aktuellen Variante wird diskutiert. Der BDEW favorisiert beispielsweise den Einsatz einer symmetrischen Marktprämie. Eine Entscheidung ist aber noch nicht gefallen.
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.
