Contract for Difference (CfD) – Differenzverträge

In Artikel 19d der Strombinnenmarktverordnung^[1] wird festgelegt, dass direkte Preisstützungssysteme für Investitionen in neue Anlagen zur Stromerzeugung aus (u.a.) erneuerbaren Energiequellen die Form zweiseitiger Differenzverträge haben müssen. Die Gestaltungsgrundsätze der Differenzverträge sind u.a. folgende:

• für Stromerzeugungsanlagen müssen weiterhin Anreize für einen effizienten Betrieb und eine effiziente Teilnahme an den Elektrizitätsmärkten bestehen,
• jegliche verzerrende Wirkung der Förderregelung auf Betriebs-, Dispatch- und Wartungsentscheidungen der Stromerzeugungsanlage oder auf das Bieterverhalten auf den Day-Ahead-, Intraday-, Systemdienstleistungs- und Regelreservemärkten soll vermieden werden sowie
• die geschützte Mindestvergütung und die Obergrenze für überhöhte Vergütungen müssen auf die Kosten der neuen Investition und die Markteinnahmen abgestimmt werden, um die langfristige wirtschaftliche Tragfähigkeit der Stromerzeugungsanlage zu gewährleisten, wobei ein übermäßiger Ausgleich zu vermeiden ist.

Warum heißt es Contract for Difference?

Die einzuführenden Differenzverträge werden deshalb zweiseitig genannt, weil sie Anlagenbetreibern einerseits einen Festpreis garantieren („geschützte Mindestvergütung“) und andererseits die Erlösmöglichkeiten begrenzen („Obergrenze für überhöhte Vergütungen“). Wenn die Erlössituation einer Erneuerbare-Energien-Anlage unter dem garantierten Festpreis liegt, zahlt der Staat die Differenz zum Festpreis. Übersteigen die Erlöse den garantierten Festpreis, wird die über dem Festpreis hinausgehende Differenz an den Staat zurückgezahlt.

Die Ausgestaltung der Differenzverträge kann von Seiten des Gesetzgebers viele Formen annehmen:

•  hinsichtlich des für die Berechnung zugrundeliegenden Mengengerüsts (produktionsabhängig, d.h. reale Einspeisemengen gegenüber theoretisch möglichen bzw. produktionsunabhängigen Mengen),
• der Zeitbasis des finanziellen Ausgleichs (auf stündlicher, monatlicher oder jährlicher Basis) oder
• der Einführung von zusätzlichen Unter- und Obergrenzen (floors and caps), d.h. ab und bis zu welchem Preis Zahlungsansprüche bestehen.

Die Marktprämie war der bisherige „einseitige Differenzvertrag“

Bisher wurden Erneuerbaren-Projekte über eine gleitende Marktprämie gefördert, quasi ein einseitiger Differenzvertrag, in dem zwar der Staat in Phasen niedriger Großhandelspreise die Differenz zum garantierten Festpreis (den anzulegenden Wert) ausgleicht, allerdings keine Rückzahlungen bei höheren Großhandelspreisen erhält. Mit der Energiekrise im Jahr 2022 beschloss die EU, die verpflichtende Einführung eines sogenannten „clawback“ für staatlich auktionierte Projekte, um zukünftig einen finanziellen Rückfluss in Hochpreiszeiten zur Dämpfung von Verbraucherpreisen sicherzustellen.

Mit dem EEG 2027 sollen nunmehr zweiseitige Differenzverträge eingeführt werden. Der am 29. Juli 2026 vom Bundeskabinett beschlossene Gesetzentwurf für das EEG 2027 regelt in § 21d EEG 2027-E, dass für alle nach dem EEG 2027 geförderten Neuanlagen ab 100 kW installierter Leistung eine Abschöpfungsregelung eingeführt wird. Dabei setzt der Entwurf auf dem bereits vorhandenen System auf und erhält das System der geförderten Direktvermarktung mit einer produktionsabhängigen Förderung in Form der Marktprämie. Diese wird aber zusätzlich um einen Refinanzierungsbeitrag ergänzt für Situationen, in denen der Jahresmarktwert den anlagenspezifischen anzulegenden Wert (AW) übersteigt. Bis Jahresende soll der Gesetzentwurf vom Bundestag und Bundesrat final beschlossen werden.

Wie hoch waren die Jahresmarktwerte für Wind an Land und Solar in der Vergangenheit?

Entsprechend den Informationen der Transparenz-Plattform der deutschen Übertagungsnetzbetreiber^[2] lagen die Jahresmarktwerte für Windenergieanlagen an Land im Jahr 2025 bei 74,41 Euro/MWh (2024: 62,93 Euro/MWh) und für Solaranlagen bei 45,08 Euro/MWh (2024: 46,24 Euro/MWh). Angenommen die Abschöpfungsregelung hätte im vergangenen Jahr bereits existiert und ein Windpark wäre im Jahr 2025 mit einem Anzulegenden Wert in Höhe von 73,50 Euro/MWh (entspricht dem höchsten Gebotswert mit Zuschlag in der Ausschreibung im Mai 2023 und einem Gütefaktor von 1,0) in Betrieb gegangen, hätte der Anlagenbetreiber einen Refinanzierungsbeitrag in Höhe von 0,91 Euro/MWh im Jahr 2025 an den Verteilnetzbetreiber zurückzahlen müssen.

Windparks in besonders windhöfigen Gebieten und kleinerem Gütefaktor als 1,0, d.h. niedrigem Anzulegendem Wert, hätten entsprechend mehr zurückgezahlt – andersherum Windparks in windschwachen Gebieten und höherem Gütefaktor weniger oder gar nichts.

Die vorhergehende Betrachtung ist theoretisch, da die Abschöpfungsregelung, wie oben erwähnt, nur für Neuanlagen gelten wird. Ob die neuen Regelungen zu den Differenzverträgen nach EEG 2027-E Einfluss auf das Bieterverhalten von Investoren und Projektentwicklern in den zukünftigen Ausschreibungen der Bundesnetzagentur haben wird, bleibt abzuwarten.

Die Berechnung des Refinanzierungsbeitrags soll jährlich, d.h. nach Bekanntwerden des jeweiligen Jahresmarktwertes, rückwirkend durch den Verteilnetzbetreiber erfolgen und mit vorab vom Anlagenbetreiber geleisteten monatlichen (angemessen hohen) Abschlagsbeträgen verrechnet werden.  

Sind Power Purchase Agreements (PPA) ebenfalls von dem Refinanzierungsbeitrag betroffen?

Ein Jurist würde sagen: „Kommt darauf an…“ – je nachdem, ob ein PPA einer EEG-Anlage einen Förderanspruch hat oder nicht. PPAs von EEG-Anlagen ohne Förderanspruch (z.B. Post-EEG-Anlagen oder Onsite-Anlagen), unterliegen auch nicht der Pflicht, den Refinanzierungsbeitrag zu leisten.

Sollte eine EEG-Anlage hingegen eine Förderung erhalten, wie oben für die Vermarktungsform der Direktvermarktung ausgeführt, unterliegt auch das PPA der Pflicht, sich dem Refinanzierungsbeitrag unterzuordnen (§ 21a Abs. 2 EEG 2027-E). Gemäß des vorgenannten EEG-Entwurfs sollen Anlagenbetreiber innerhalb von sechs Monaten nach Inbetriebnahme gegenüber dem Netzbetreiber erklären, ob sie die Förderung in Anspruch nehmen wollen (§ 19 Abs. 2 EEG 2027-E). Ein späterer Ausstieg aus dem System von Förderung und Abschöpfung wäre nur einmalig und nur innerhalb der ersten zehn Jahre nach Inbetriebnahme möglich (§ 20b EEG 2027-E). Damit soll vermieden werden, dass Betreiber häufig von der einen in die anderen Vermarktungsform wechseln, abhängig von der Preisentwicklung auf dem Großhandelsmarkt.

Der Entwurf des EEG 2027 und die Ausgestaltung der zweiseitigen Differenzverträge wird sicherlich in den kommenden Wochen noch intensiv diskutiert, sowohl in der Branche als auch in den Gremien des Gesetzgebungsprozesses. Wünschenswert ist, dass die erstmalige Einführung von zweiseitigen Differenzverträgen im Rahmen des EEG schnellstmöglich verabschiedet wird, damit Investoren und Projektentwickler die neuen Rahmenbedingungen berücksichtigen können.  

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^[1] https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/HTML/?uri=CELEX:02019R0943-20240716

^[2] https://www.netztransparenz.de/de-de/Erneuerbare-Energien-und-Umlagen/EEG/Transparenzanforderungen/Marktprämie/Marktwertübersicht