Two-sided CfD

Ein Two-sided CfD ist ein zweiseitiger Contract for Difference, also ein Differenzvertrag, bei dem ein vereinbarter Referenzpreis mit einem Marktpreis verglichen wird. Liegt der Marktpreis unter dem Referenzpreis, erhält der Anlagenbetreiber eine Ausgleichszahlung. Liegt der Marktpreis darüber, zahlt der Betreiber die Differenz zurück. Der Vertrag stabilisiert damit Erlöse um einen vorher bestimmten Wert, ohne dass der Strom zwingend physisch an den Vertragspartner geliefert werden muss.

Der Referenzpreis wird häufig als Strike Price bezeichnet. Er kann durch eine Ausschreibung, Verhandlung oder regulatorische Festlegung entstehen. Der Marktpreis ist meist ein Preis an einem Strommarkt, etwa ein Day-Ahead-Preis für eine bestimmte Gebotszone. Aus der Differenz zwischen beiden Preisen und einer festgelegten Strommenge ergibt sich die Zahlung. Bei einem Strike Price von 70 Euro je Megawattstunde und einem Marktpreis von 50 Euro je Megawattstunde erhält der Betreiber 20 Euro je Megawattstunde. Bei einem Marktpreis von 100 Euro je Megawattstunde zahlt er 30 Euro je Megawattstunde zurück.

Die Maßeinheit ist in der Regel Euro pro Megawattstunde. Abgerechnet wird also nicht eine installierte Leistung in Megawatt, sondern eine Energiemenge. Trotzdem hängt die Wirkung des Instruments stark davon ab, welche Menge für die Abrechnung zählt. Manche CfDs beziehen sich auf die tatsächlich erzeugten Megawattstunden. Andere Designs arbeiten mit Referenzprofilen, Verfügbarkeitswerten oder finanziellen Abrechnungsgrößen, um Fehlanreize im Betrieb zu begrenzen.

Preisabsicherung und Marktsignal

Ein Two-sided CfD verändert nicht automatisch den technischen Betrieb einer Anlage. Windparks, Solaranlagen oder Kraftwerke verkaufen ihren Strom weiterhin am Markt oder über vertragliche Vermarktung. Der CfD liegt als finanzielle Abrechnung darüber. Er trennt damit die Frage, zu welchem Preis Strom am Markt gehandelt wird, von der Frage, welchen Erlös der Betreiber am Ende behält.

Diese Trennung ist für kapitalintensive Anlagen wichtig. Windparks, Photovoltaik-Freiflächenanlagen, Kernkraftwerke oder andere emissionsarme Erzeugungsanlagen haben hohe Investitionskosten und vergleichsweise niedrige variable Kosten. Ihre Finanzierung hängt stark davon ab, wie verlässlich künftige Erlöse eingeschätzt werden. Wenn Investoren erhebliche Preisrisiken tragen müssen, steigen die geforderten Renditen und damit die Kapitalkosten. Ein CfD kann diese Finanzierungskosten senken, weil ein Teil des Marktpreisrisikos auf die öffentliche Hand, Verbraucher oder eine zentrale Abwicklungsstelle verlagert wird.

Zugleich begrenzt der zweiseitige CfD hohe Erlöse in Phasen mit sehr hohen Strompreisen. Das unterscheidet ihn von Förderformen, die nur nach unten absichern. Bei hohen Marktpreisen fließen Rückzahlungen. Ob diese Rückzahlungen die Stromkunden entlasten, hängt jedoch von der institutionellen Umsetzung ab. Sie können über Umlagen, Haushalte, Netzentgelte oder andere Mechanismen verrechnet werden. Der Vertrag selbst erzeugt noch keine direkte Senkung des Endkundenpreises.

Abgrenzung zu Marktprämie, Einspeisevergütung und PPA

Ein Two-sided CfD wird leicht mit anderen Vergütungs- und Absicherungsformen verwechselt. Eine klassische Einspeisevergütung garantiert meist einen festen Vergütungssatz für eingespeisten Strom und nimmt dem Betreiber große Teile der Vermarktung ab. Beim CfD bleibt die Vermarktung am Strommarkt grundsätzlich erhalten; die Ausgleichszahlung erfolgt zusätzlich als finanzielle Differenzabrechnung.

Auch zur Marktprämie besteht ein Unterschied. Eine einseitige gleitende Marktprämie gleicht niedrige Marktpreise aus, fordert aber bei hohen Marktpreisen nicht zwingend Rückzahlungen. Ein zweiseitiger CfD enthält gerade diese Rückzahlungspflicht. Dadurch wird der Erlöskorridor symmetrischer. Für Investoren bedeutet das weniger Abwärtsrisiko, aber auch weniger Aufwärtspotenzial.

Ein Power Purchase Agreement, kurz PPA, ist wiederum ein privater Stromliefer- oder Abnahmevertrag zwischen Erzeuger und Abnehmer. Ein PPA kann feste Preise, Preisformeln oder Herkunftsnachweise enthalten. Er ist aber kein CfD, solange er nicht als Differenzvertrag konstruiert ist. PPAs verteilen Risiken zwischen privaten Parteien. CfDs werden häufig als staatlich oder regulatorisch organisierte Instrumente eingesetzt, um Investitionen in bestimmte Erzeugungstechnologien zu ermöglichen oder zu beschleunigen.

Ein CfD ist außerdem kein allgemeiner Strompreisdeckel. Er bezieht sich auf bestimmte Anlagen, Mengen und Abrechnungsregeln. Großhandelsmarktpreise können weiterhin steigen oder fallen. Der CfD entscheidet nur, welche Zahlungen aus diesen Preisbewegungen zwischen Betreiber und Vertragspartner entstehen.

Relevanz für Investitionen und Systemkosten

Die praktische Bedeutung von Two-sided CfDs liegt in der Verbindung von Investitionssicherheit und Risikoverteilung. In einem Stromsystem mit wachsendem Anteil wetterabhängiger Erzeugung schwanken Marktpreise stärker. Bei viel Wind und Sonne können Preise niedrig oder negativ sein. Bei knapper Erzeugung, hoher Nachfrage oder begrenzter Netzkapazität können sie stark steigen. Für Anlagen, deren Kosten vor allem aus der anfänglichen Investition bestehen, ist diese Preisunsicherheit finanzierungsrelevant.

Niedrigere Kapitalkosten können die durchschnittlichen Erzeugungskosten senken. Das ist ein wichtiges Argument für CfDs bei erneuerbaren Energien. Die Ersparnis entsteht aber nicht dadurch, dass Risiko verschwindet. Es wird einer anderen Stelle zugeordnet. Wenn Marktpreise dauerhaft unter dem Strike Price liegen, entstehen Zahlungsverpflichtungen für die CfD-Gegenpartei. Wenn Marktpreise darüber liegen, entstehen Rückflüsse. Die Bewertung eines CfD muss deshalb Laufzeit, erwartete Marktpreise, Finanzierungseffekt und Verteilung der Zahlungen gemeinsam betrachten.

Ein häufiger Fehler besteht darin, CfDs nur als Förderung zu beschreiben. In Jahren mit niedrigen Marktpreisen wirken sie wie eine Förderung. In Jahren mit hohen Marktpreisen wirken sie wie ein Rückzahlungsmechanismus. Ob der Staat, Verbraucher oder Anlagenbetreiber am Ende netto zahlen oder erhalten, ergibt sich aus dem Verhältnis von Strike Price, Marktpreis, Laufzeit und erzeugter Menge. Das Instrument ist deshalb weder automatisch teuer noch automatisch günstig. Es macht Preisrisiken vertraglich berechenbarer.

Fehlanreize im Betrieb

Das Design entscheidet darüber, ob ein CfD sinnvolle Betriebssignale erhält. Wenn die Abrechnung strikt an jede tatsächlich erzeugte Megawattstunde gekoppelt ist, kann ein Betreiber auch dann einen Anreiz zur Einspeisung haben, wenn der Marktpreis negativ ist. Der Markt sagt in diesem Moment, dass zusätzlicher Strom gerade keinen Wert hat oder sogar Kosten verursacht. Ein CfD, der diese Situation vollständig ausgleicht, kann das Preissignal abschwächen.

Viele Ausgestaltungen enthalten deshalb Regeln für negative Preise, Direktvermarktung, Abregelung oder Referenzmengen. Zahlungen können ausgesetzt werden, wenn Preise über mehrere Stunden negativ sind. Alternativ kann die Abrechnung auf eine fiktive Erzeugung oder Verfügbarkeit bezogen werden, damit Betreiber nicht allein durch physische Einspeisung Anspruch auf Zahlungen erzeugen. Solche Regeln sind technisch anspruchsvoll, weil sie zwischen Investitionsschutz und kurzfristiger Systemdienlichkeit vermitteln müssen.

Der Zusammenhang mit Flexibilität ist dabei zentral. Ein Stromsystem mit viel Wind- und Solarstrom braucht Verbrauchsverschiebung, Speicher, flexible Kraftwerke und Netze, die Engpässe begrenzen. Ein CfD finanziert Erzeugung, stellt aber keine Flexibilität bereit. Wenn er Preissignale für Standortwahl, Einspeisezeitpunkt oder Abregelung verwischt, können Systemkosten an anderer Stelle steigen. Wenn er sauber gestaltet ist, kann er Investitionen absichern und dennoch zulassen, dass Marktpreise Knappheit, Überschüsse und Netzsituationen abbilden.

Institutionelle Fragen

Ein Two-sided CfD ist immer auch eine Regel über Zuständigkeiten. Festgelegt werden muss, wer die Ausschreibung organisiert, wer Vertragspartner wird, wie Bonitätsrisiken abgesichert werden, welche Preiszone als Referenz dient und wie Rückzahlungen verteilt werden. Bei langen Laufzeiten entstehen zudem Fragen nach Inflation, technologischem Wandel, Laufzeitverlängerungen, vorzeitiger Stilllegung und Änderungen im Marktdesign.

Die Wahl des Referenzmarktes ist nicht neutral. Wird ein durchschnittlicher Day-Ahead-Preis verwendet, trägt der Betreiber weiterhin das Risiko, dass sein tatsächliches Einspeiseprofil schlechter vergütet wird als der Durchschnitt. Bei Solarstrom kann dieses Kannibalisierungsrisiko erheblich sein, weil viele Anlagen gleichzeitig einspeisen und dadurch Preise in Sonnenstunden sinken. Wird dagegen ein technologiespezifischer Referenzpreis verwendet, sinkt dieses Risiko für Betreiber, während mehr Preisrisiko auf die Gegenpartei wandert.

Auch Standortsignale können betroffen sein. Einheitliche CfDs in einer großen Gebotszone können Anlagen dort attraktiv machen, wo die Erzeugungskosten niedrig sind, selbst wenn Netzausbau oder Engpassmanagement hohe Folgekosten verursachen. Ein CfD ersetzt deshalb keine Netzplanung und keine Regel für Redispatch. Er kann Investitionspreise stabilisieren, aber er löst nicht automatisch die räumliche Koordination von Erzeugung, Verbrauch und Netzkapazität.

Der Two-sided CfD ist somit ein Instrument zur vertraglichen Neuverteilung von Strompreisrisiken. Er definiert keinen technischen Bedarf, keine Versorgungssicherheit und keine Flexibilitätsleistung. Seine Stärke liegt in der Finanzierung planbarer Investitionen unter schwankenden Marktpreisen. Seine Grenze liegt dort, wo aus Erlösabsicherung ein Ersatz für saubere Markt-, Netz- und Betriebsregeln gemacht wird.