Gastbeitrag

Was kommt nach dem EEG?

Ist PPA eine Alternative zu gesetzlich festgelegten Einspeisetarifen? Ein Gastbeitrag von Björn Broda von der Juwi AG

25. April 2019
Panoramic view on wind farm in Turkey at sun spring day
(Bild: Anna Poltoratskaya / stock.adobe.com)

Vielerorts diskutieren Betreiber und Investoren die Frage »Was kommt nach dem EEG?« – und meinen damit den Zeitraum nach der 20-jährigen Vergütungszeit mit festen Einspeisetarifen. Doch in vielen Ländern gibt es gar keine gesetzlich geregelten Vergütungssätze – Investoren müssen bereits ab der ersten Kilowattstunde einen Abnehmer für ihren Ökostrom vorweisen. An dieser Stelle kommen Power Purchase Agreements (PPAs) ins Spiel.

Bilaterales Vertragsmodell

Ein Power Purchase Agreement (PPA) bezeichnet einen individuell gestaltbaren Stromliefervertrag zwischen einem (erneuerbaren) Stromerzeuger und einem Abnehmer. Der Abnehmer des Grünstroms bindet sich mit dem Liefervertrag mittel- bis langfristig und sichert sich damit gegen steigende Strom- und CO2-Preise ab. Je nachdem, ob der Kunde ein Industrie-bzw. Gewerbekunde oder ein Energieunternehmen bzw. -händler ist, wird zwischen »corporate PPA« und »utility PPA« unterschieden.

Die wesentlichen PPA-Märkte für erneuerbare Energien liegen bisher vor allem in den USA sowie in Australien. Doch auch in Europa ist eine zunehmende Marktdynamik zu erkennen. Dies gilt für Windenergie vor allem für die nordischen Märkte, Großbritannien, die Niederlande oder Italien. Im Bereich Photovoltaik sorgt vor allem Spanien derzeit für Schlagzeilen mit Mega-Solarparks, die auf Basis von PPAs finanziert werden.

Erneuerbare werden zunehmend wettbewerbsfähig

Der wichtigste Grund, warum PPAs in Europa Bedeutung gewinnen, ist die Entwicklung der Stromgestehungskosten. Die Kosten für Wind und Solar sind mittlerweile soweit gesunken, dass beide Technologien gegenüber konventionell erzeugtem Strom wettbewerbsfähig werden. Dies gilt vor allem für Märkte mit hohen Strompreisen wie in Südeuropa. Insbesondere auch dann, wenn es gar keine Ausschreibungsmechanismen gibt, sind Projektentwickler und Investoren auf alternative Vermarktungsmodelle angewiesen, mit Hilfe derer sich ein Projekt finanzieren lässt.

Dieser Bedarf trifft auf finanzierungsbereite Banken und eine zunehmende Nachfrage nach grünem Strom von Energieversorgern und -händlern sowie energieintensiven Unternehmen. Zu letzteren zählen insbesondere der IT-Sektor und die Schwerindustrie. Doch auch für Automobilhersteller und Konsumgüterunternehmen gewinnt der CO2-Abdruck an Bedeutung.

Der entscheidende Paradigmenwechsel für alle Beteiligten eines PPA-Projekts besteht darin, dass sich das Chancen-Risikoprofil an mehreren Stellen verändert und individuell vertraglich geregelt werden muss. So muss vertrieblich zu allererst ein Stromabnehmer gefunden werden, dessen Bonitätsrisiko bei der Finanzierung bewertet wird.

Strommarkt im Fokus

Zweitens gewinnt die langfristige Sichtweise auf den Strommarkt an Bedeutung, die über den Zeitraum hinausgeht, der mittels sogenannten Forward-Kontrakten abgesichert werden kann. Es kommt dann auf den einzelnen Vertrag an, welcher Anteil der resultierenden Preisrisiken durch Indexierung, Caps oder Floors beim Erzeuger und welcher beim Abnehmer liegt. Zusätzlich stellt sich die Frage, ob der Abnehmer des erzeugten Stroms die Strommenge so abnimmt, wie es Sonne, Wind und ggf. erforderliche Abregelungen jeweils zu lassen, oder ob eine bestimmte Menge garantiert wird.

Aus Sicht der finanzierenden Bank führen zunehmende Risiken zu Zinsaufschlägen oder höheren Eigenkapitalanforderungen. Gleiches gilt für die Renditeanforderung der Investoren, wenn sie im Gegensatz zum EEG-System zusätzliche Risiken tragen müssen. Die Risiken müssen in einem PPA abgebildet sein, der aber auch für den Abnehmer noch vorteilhaft ist. Kurzlaufende PPAs erschweren dabei die Finanzierung eines Projektes, so dass die Mehrzahl der PPAs im Ausland mittel- bis langfristig läuft. Gleiches gilt für die Frage, wie hoch der Anteil der über PPAs vermarkteten Stromproduktion der Anlage ist.

Anschlussfinanzierung

In Deutschland sind die Vorreiter bei PPAs nicht die Neuanlagen, sondern alte Windanlagen, die aus der Förderung fallen. Solange die Standsicherheit besteht, können sie mit Hilfe eines PPAs noch ein paar Jahre weiterbetrieben werden, bis die Kosten für Wartung und Instandsetzung die Markterlöse übersteigen. Im Bereich der Finanzierung von Neuanlagen wird die Vorteilhaftigkeit von PPAs dagegen vor allem durch die Entwicklung der EEG-Ausschreibungsmengen und -zuschlagspreise sowie das Strompreisniveau beeinflusst.

Diese Faktoren bremsen für den deutschen Markt derzeit die stärkere Verbreitung von PPAs. Es fehlen daher für die PPA-Finanzierung ausreichend Referenzprojekte, und damit steht der breite Praxistest für die Banken- bzw. Projektfinanzierung noch aus. Entsprechend haben sich auch noch keine Vertragsstandards herausgebildet.

Vor- und Nachteile

Für Projektentwickler können die PPAs vor allem einen weiteren Vermarktungskanal bedeuten, der die Marktentwicklung weniger abhängig von Ausschreibungen und deren Anforderungen für Genehmigungen oder Flächen macht. Gleichzeitig sinkt die Gefahr von rückwirkenden Eingriffen in staatliche Subventionen für die Anlagenbetreiber. Auf der Abnehmerseite bedeutet die erforderliche Bonität, dass tendenziell eher Großunternehmen und Energieversorger die mit langlaufenden Verträgen verbunden Risiken tragen können. Alle Seiten müssen künftig ebenso wie Banken und Investoren PPAs verstehen, detailliert bewerten und verhandeln können.

Bei der reinen Betrachtung der Stromgestehungskosten werden oft die langfristigen Auswirkungen des Ausbaus von Wind und Photovoltaik auf den Strompreis vernachlässigt. Neben zunehmender Volatilität kann es hier zu Kannibalisierungseffekten kommen, die den Marktwert des Stroms zeitweise deutlich nach unten drücken.

Ob diese Preisrisiken für alle erforderlichen Neu-Projekte rein auf Basis eines marktbasierten PPA-Systems getragen werden können, ist noch offen. Dies ist auch ein Grund, weshalb in anderen Märkten PPA-Strukturen teilweise noch durch Steuer- oder Finanzierungsvorteile oder Grünstromquoten gestützt werden. Viel spricht für eine evolutionäre Entwicklung, in der markt- und gesetzliche Elemente nebeneinander bestehen. So werden trotz zunehmender Bedeutung der PPAs auch Bestandteile des EEG zumindest vorläufig Bedeutung behalten.

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