Als Differenzvertrag oder Contract for Difference (abgekürzt als CFD oder CfD) wird in der Energiewirtschaft ein Vergütungsmodell für Energieerzeuger bezeichnet, bei dem diesen für die erzeugte Energie unabhängig von volatilen Marktpreisen ein Fixpreis garantiert wird. Nimmt der Erzeuger am Markt weniger ein als den Fixpreis, wird ihm die Differenz vom Vertragspartner ausgeglichen; nimmt er mehr ein, führt er die Differenz zum Fixpreis an den Vertragspartner ab. Der Erzeuger wird damit von dem Risiko sinkender Marktpreise entlastet, im Gegenzug wird sein Gewinn bei steigenden Marktpreisen begrenzt.
Hauptanwendungsgebiet von Differenzverträgen ist die Ausschreibung von Kapazität für erneuerbare Energien.
Andere verwendete Begriffe sind Differenzkontrakt und symmetrische Marktprämie in Abgrenzung zur asymmetrischen im EEG vorgesehenen Marktprämie, die einen Mindesterlös garantiert, die Gewinne durch höhere erzielbare Marktpreise aber dem Betreiber belässt.
Funktionsweise und Unterschiede zu anderen Vergütungsmodellen
Funktionsweise Mit Abschluss eines Contracts for Difference wird ein sog. Strike Price als Referenzpreis festgelegt. Die Festlegung kann entweder Gegenstand von Verhandlungen sein, oder per Auktion am Markt festgelegt werden, indem bestimmte Kapazitäten oder Flächen ausgeschrieben und an Erzeuger vergeben werden, der den niedrigsten Strike Price bietet.
Der CfD selbst ist ein reines Finanzinstrument: Der Energieerzeuger vermarktet die erzeugte Energie nicht an seinen CfD-Vertragspartner, sondern eigenständig am Energiemarkt. Liegt der am Markt erzielte Preis für Energie unter dem im Differenzvertrag festgelegten Strike Price, wird dem Erzeuger, der einen CfD abgeschlossen hat, vom Vertragspartner die Differenz ausgeglichen. Liegt der erzielte Marktpreis über dem Strike Price, führt der Erzeuger den Mehrgewinn ab.
Unterschiede zu anderen Vergütungsmodellen Bei einer Förderung durch eine Marktprämie vermarktet der Erzeuger den Strom wie bei einem CfD selbst und erhält die Marktprämie als Mindestpreis. Übergewinne durch höhere Marktpreise verbleiben aber anders als bei einem CfD dem Erzeuger.
Im Unterschied dazu erhält der Erzeuger bei einer Einspeisevergütung einen festen Preis für die erzeugte Energie und muss den Strom nicht selbst vermarkten. Je nach Ausgestaltung des Vergütungssystems kann der Erzeuger zudem bei steigenden Marktpreisen auf die Einspeisevergütung verzichten und sich so die Vorteile von über der Einspeisevergütung liegenden Marktpreisen sichern und bei einem Fallen der Marktpreise zur Einspeisevergütung zurückkehren (so in Deutschland, Abs. 1 S. 2 EEG 2021).
Vor- und Nachteile gegenüber dem Marktprämienmodell
Vorteile Entlastung der Verbraucher bei steigenden Marktpreisen Indem bei steigenden Marktpreisen für Energie die Übergewinne abgeschöpft werden, können Differenzverträge dämpfend auf die Strompreise einwirken. So sind während der Energiekrise in Europa im Jahr 2021/22 die Spotmarktpreise für elektrischen Strom weit über die Marktprämien gestiegen, welche Erzeuger erneuerbarer Energien in Ausschreibungen geboten hatten. Während die Gewinne aus den hohen Marktpreisen beim Marktprämienmodell vollständig bei den Erzeugern verblieben, wäre der erzielte Erlös bei Förderung über Differenzverträge stabil geblieben und die Einnahmen aus den Differenzverträgen hätten zur Kompensation der hohen Marktpreise genutzt werden können.
Erleichterung der Finanzierung von Projekten Die Finanzierung des Baus von Kraftwerken wird durch Differenzverträge tendenziell erleichtert. Risikoaufschläge für im Bietverfahren noch nicht vorhersehbare Marktpreise können durch die fest planbaren Einnahmen entfallen. Durch die bessere Planbarkeit zukünftiger Cash Flows können zudem auch weniger finanzstarke Unternehmen an Auktionen teilnehmen.
Verhinderung von Vergaben im Losverfahren Differenzverträge stellen zudem einen Weg dar, effizient begrenzte Ressourcen dem günstigsten Anbieter zuzuweisen. Bei verschiedenen Ausschreibungen für Offshore-Windparks in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone ab 2021 hatten mehrere Bieter in Erwartung steigender Energiepreise für die gleichen Flächen eine Marktprämie von null Cent geboten. Die Vergabeentscheidung musste per Los getroffen werden. Über Differenzverträge hätten die Gebote hingegen danach differenziert werden können, welcher Bieter von den niedrigsten Gestehungskosten ausgeht, bzw. bereit ist, die geringste Marge in Kauf zu nehmen.
Nachteile
Risikoübernahme durch Verbraucher Der Strike Price bei Differenzverträgen orientiert sich an den Projekt- und Betriebskosten des jeweiligen Erzeugers und liegt daher in aller Regel über den Gestehungskosten, weil Entwickler keinen Strike Price bieten, der ihre Kosten nicht deckt. Im Marktprämienmodell hingegen werden häufig Marktprämien unterhalb der Gestehungskosten geboten, weil die Erzeuger auf ausreichend hohe Marktpreise spekulieren, um ihre Investition zu refinanzieren. Wenn die Marktpreise entgegen dieser Erwartung unter die Gestehungskosten fallen, profitieren im Marktprämienmodell die Verbraucher auf Kosten der Erzeuger von den niedrigen Marktprämien, während bei einem Differenzvertragsmodell weiter der Strike Price zu zahlen ist.
Fehlender Anreiz zu systemgünstigem Einspeiseverhalten Ebenso wie beim Marktprämienmodell entfällt durch die Entkopplung der Vergütung vom Strom-Markt auch für Erzeuger, die einen Differenzvertrag abgeschlossen haben, der Anreiz, zu für das Gesamtenergiesystem nützlichen Zeitpunkten Energie einzuspeisen. So hätte z. B. eine Biogasanlage bei anderen Förderansätzen einen Anreiz, dann Strom zu erzeugen, wenn die Nachfrage und damit der Strompreis besonders hoch ist. Mit der nach oben durch den Strike Price gekappten Vergütung durch den Differenzvertrag entfällt dieser Anreiz. Auch der Anreiz grundsätzlich unflexible erneuerbare Erzeuger (z. B. Solar) durch Speicher zu flexibilisieren, um die Einspeisung auf Phasen hoher Nachfrage und hoher Preise zu verschieben, entfällt so auf der Ebene der Erzeuger.
Soll sichergestellt werden, dass flexible Erzeuger systemgünstig Energie einspeisen, müssen die Differenzverträge entsprechende Anreize enthalten. Eine Möglichkeit ist eine Gestaltung, bei welcher der Strike Price nicht mit dem Marktpreis zum jeweiligen Einspeisezeitpunkt, sondern mit dem Durchschnitt der Marktpreise in einem bestimmten Zeitraum verglichen wird. Dadurch bleibt der Anreiz erhalten, bei besonders großer Nachfrage und damit überdurchschnittlich hohem Marktpreis Strom einzuspeisen. Eine andere Möglichkeit, Preissignale zu nutzen, ist die Vereinbarung eines Minimal- und eines Maximalpreises statt eines einheitlichen Strike Price. Der Erzeuger erhält durch den Mindestpreis Investitionssicherheit, profitiert aber innerhalb des Korridors von der Marktpreisentwicklung und hat dadurch einen Anreiz zu systemgünstigem Einspeiseverhalten.
Verwendung
Großbritannien Das Vereinigte Königreich stellt bereits seit 2014 die Vergütung CO2-armer Energieerzeuger nach und nach auf CfDs um. In der Ausschreibung erfolgreiche Entwickler von Energie-Projekten schließen einen privatrechtlichen Vertrag mit der Low Carbon Contracts Company ab, einem staatlichen Unternehmen. Die Entwickler erhalten eine vorab festgelegte (inflations-indexierte) Vergütung für den von ihnen über einen Zeitraum von 15 Jahren erzeugten Strom in Höhe der Differenz zwischen dem vereinbarten Strike Price und dem durchschnittlichen Marktpreis. Liegt der Marktpreis über dem Strike Price, zahlt der Erzeuger die Differenz seinerseits an die Low Carbon Contracts Company. Durch die im Rahmen der Energiekrise 2021/2022 stark gestiegenen Marktpreise wird bis April 2023 mit Rückzahlungen von Windparkbetreibern in dreistelliger Millionenhöhe gerechnet. Nachdem Vattenfall den Bau des Norfolk Boreas-Windparks mit der Begründung gestoppt hat, der von Vattenfall gebotene Strike Price sei durch zwischenzeitliche Kostensteigerungen zu niedrig, fordern Kritiker höhere Strafen für die Nichtrealisierung von Projekten.
Neben Erzeugern erneuerbarer Energien soll auch das Kernkraftwerk Hinkley Point C über einen CfD mit einer Laufzeit von 35 Jahren ab Inbetriebnahme vergütet werden. Nachdem mehrere andere auf CfDs setzende Nuklearprojekte an der Finanzierung gescheitert waren, sollen die Reaktoren Sizewell C nicht mehr per CfD vergütet werden, sondern über das Regulated-Asset-Base-Modell. Bei diesem Modell wird der Betreiber bereits während des Baus des Kraftwerks durch eine Umlage der Verbraucher vergütet, die anders als bei einem CfD einen Teil der Baurisiken mittragen. Ziel ist die Senkung der Finanzierungskosten für Kraftwerksprojekte.
Albanien Albanien schreibt 2023 Solarprojekte aus, deren Stromerzeugung über CfDs vergütet werden soll.
Dänemark Dänemark vergibt seit 2021 erneuerbare Energienprojekte im Wege einer umgekehrten Auktion, bei der derjenige Entwickler den Zuschlag erhält, der den niedrigsten Strike Price bietet. Erstes auf dieser Grundlage vergebenes Projekt ist der Offshore-Windpark Thor. Der dort vergebene Strike Price liegt nahezu bei Null, was sich für den Betreiber nur wegen einer in der Ausschreibung vorgesehenen Deckelung der Zahlungen an den Staat rechnen kann. Nach Erreichen des Deckels kann der Betreiber den erzeugten Strom frei am Markt verkaufen. Die Verwendung eines CfD mit Kappungsgrenze wurde kritisiert, weil der dänische Staat ohne die Begrenzung angesichts der zahlreichen minimalen Gebote voraussichtlich einen höheren Erlös hätte erzielen können.
Deutschland Die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien soll auch unter dem EEG 2023 vorerst weiterhin über Marktprämien gefördert werden. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz will Differenzverträge als alternative Vergütungsmodelle für eine Weiterentwicklung prüfen und dafür in das EEG 2023 eine Verordnungsermächtigung aufnehmen, auf deren Grundlage neue Vergütungsmodelle künftig umgesetzt werden können. Die Einführung von Differenzverträgen war in den Anhörungen zum EEG 2023 zwischen den Verbänden kontrovers. Eingewandt wurde, dass Bieter höhere Risikoprämien einplanen und den Ausbau erneuerbarer Energien sich so verteuern könnte, zudem sei die Einführung eines neuen Vergütungsmechanismus zu komplex für eine schnelle Umsetzung.
Nachdem in vorangegangenen Auktionen verschiedene Bieter für Offshore-Windprojekte jeweils eine Marktprämie von 0 Cent geboten hatten und Zuschläge per Los vergeben werden mussten, sollten nach dem 2022 reformierten Windenergie-auf-See-Gesetz zukünftig zentral voruntersuchte Flächen über Differenzverträge vergeben werden. Diese Regelung wurde kurz vor der Bundestagsabstimmung auf Betreiben der FDP gestrichen, die Differenzverträge als Subvention beziehungsweise als eine Übergewinnsteuer sieht. Differenzverträge seien „ein staatlich-privates Preiskartell zulasten von Wettbewerb und Marktintegration“.
Stand 2026 fordern verschiedene Verbände eine erneute Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes mit Einführung von zweiseitigen Differenzverträgen. Auch ein erster Arbeitsentwurf für eine Reform des EEG sieht die Einführung von Differenzverträgen vor, bei denen Einnahmen abgeschöpft werden, die oberhalb eines bestimmten Korridors über dem anzulegenden Wert liegen.
Europäische Union Mit der 2024 verabschiedeten EU-Strommarktreform werden zweiseitige Differenzverträge als zentrales Förderinstrument für Investitionen in neue Erzeugungskapazitäten etabliert.
Frankreich Frankreich ist im Jahr 2015 von Einspeisevergütungen auf ein CfD-System gewechselt, bei dem Erzeuger erneuerbarer Energie diese am Markt verkaufen und von EDF die Differenz zu einem von der Regierung festgelegten Referenztarif erhalten, soweit der Marktpreis darunter liegt. Liegt der Marktpreis über dem Referenztarif, ist der Übergewinn an EDF abzuführen. Die Regelung gilt nicht für Offshore-Windparks und Photovoltaik-Anlagen mit einer Leistung von mehr als 100 kWp.