Interview

»Wir waren Pioniere«

Das Ende der EEG-Förderung für Wind- und Photovoltaik-Anlagen nach 20 Jahren Betrieb ist Ausdruck einer Zeitenwende. Sowohl für die Betreiber als auch für das deutsche Energiesystem. Direktlieferverträge werden zum Standardprodukt. Das Potenzial ist groß, sagt Domenico De Luca von Axpo.

09. April 2019
»Wir waren Pioniere«
Domenico de Luca von Axpo (Bild: Fotowerder)

Herr De Luca, Verbraucher können sich über die Plattform des Axpo-Spinoff Elblox, die auf der Blockchain-Technologie basiert, ihr individuelles Stromangebot aus erneuerbaren Energien digital selbst zusammenstellen. Das klingt sehr nach State-of-the-art-Hightech. Aber was bedeutet es? Ist es eine weitere Möglichkeit im Handel und Vertrieb? Oder ist es etwas völlig Neues?

Domenico De Luca: Grundsätzlich ist Blockchain eine neue Technologie mit vielen verschiedenen Awendungen. Was ist der Mehrwert der Blockchain? Kunden für erneuerbare Energien, Versorger und Endkunden haben dadurch Tracking-Möglichkeiten. Das heißt, ein Tracking der produzierten Energiemengen und des tatsächlichen Verbrauchs.

Das ist der große Unterschied gegenüber früheren Systemen. Die Blockchain hat die besten Eigenschaften, um ein perfektes Matching zu realisieren. Zertifikate sind nicht erforderlich. Dieser Trend der Dezentralisierung ermöglicht Kunden, sich wirklich bewusst zu machen, von wo sie Energie einkaufen. Dadurch entsteht ein Mikromarkt.

Das ist nicht revolutionär. Darum geht es auch nicht. Es geht um eine Technologie für eine smarte Anwendung. Und da wollen wir als international führendes Energiehandelsunternehmen an vorderster Front dabei sein.

In Deutschland sind PPA-Verträge bislang kaum üblich. Andere Länder sindda schon weiter. In Südeuropa, etwa in Spanien, gibt es PPA für PV-Parks. Mit welcher Marktentwicklung rechnen Sie in den nächsten Jahren, sei es in Europa, sei es in Deutschland?

Wir waren Pioniere und sind heute im PPA-Bereich einer der wichtigsten Akteure. 2008 haben wir erstmals PPA mit erneuerbaren Energien abgeschlossen. In den nordischen Märkten gibt es sie seit Jahren. Weil dort die Struktur für die erneuerbaren Energien grundsätzlich aus dem Marktpreis bestand. Das Beispiel zeigt, dass wenn man marktbasierte Systeme soweit wie möglich entwickelt, sind sie langfristig nachhaltig.

Ausgehend von unseren Erfahrungen in den nordischen Märkten haben wir PPA dann in weiteren Märkten eingesetzt, in Polen, Rumänien, später auch in Italien und Spanien.

Heutige Photovoltaik-Parks brauchen meistens keine Subventionierung mehr, um bankfähig zu sein. PPA sind dabei ein wichtiges Tool, um Investments zu ermöglichen. Generell gilt: Man braucht ein bestimmtes Strompreisniveau für ein PPA. In einigen Märkten ist das gegeben. Das ist für mich eine natürliche Entwicklung. Die Pipeline ist riesig. Infrastruktur-Fonds beispielsweise bevorzugen ganz klar ein marktbasiertes System.

Es gibt aber auch mehr Marktrisiken.

Klar gibt es mehr Marktrisiken. Fonds bevorzugen das anstelle eines Vergütungssystems für die eingespeiste Stromproduktion. Denn das Regulierungsrisiko ist nicht einschätzbar. Das Marktrisiko hingegen ist einschätzbar und dadurch besser zu managen.

Deswegen sehe ich smarte Infrastruktur auch als eine große Chance. Wie gesagt, ich erwarte in den nächsten Jahren eine große Nachfrage. Folgender Aspekt ist dabei sehr wichtig: Es gibt nicht viele Firmen, die bereit sind, PPA zu unterschreiben.

Am Ende wird es wahrscheinlich drei, vier Firmen in Europa geben, die diese Angebote haben. Wenn man so sagen darf, war Europa ein Markt bezogen auf die Mengen an erneuerbaren Energien. Aber sicher nicht in Bezug darauf, wie man diese Menge erhalten hat. In Deutschland war das gesamte Investment in erneuerbare Energien sehr ineffizient und kostspielig für die Gesellschaft. Jetzt gibt es bessere Systeme.

Konkret zum deutschen Markt heißt das: Wenn Investoren oder Betreiber sich entscheiden, in bestehende Anlagen weiteres Geld zu investieren, brauchen sie wahrscheinlich ein PPA. Nicht mit einer Laufzeit für 20 Jahre, sondern mit einer Laufzeit für fünf, sechs, sieben Jahre. Da wird voraussichtlich ein weiterer Markt entstehen.

Ob Neuanlagen, oder Altanlagen, für Betreiber und Investoren ist es natürlich äußerst wichtig, Risikofaktoren soweit es geht im Vorfeld abzuklären beziehungsweise abzusichern. Etwa bei der Finanzierung. Wie gehen Sie damit um?

Wir haben zwei unterschiedliche Situationen. Ich würde mal anfangen mit den Neuanlagen. Angenommen, ein Investor will in Spanien eine Solaranlage bauen und die Bank soll das Vorhaben finanzieren. Das Geldinstitut verlangt dann ein PPA. Weil die Bank keine Equity-Anteile in dem Projekt hat.

Sie wollen eine sogenannte kleine Rendite. Die aktuellen Merchant PPA haben nicht so eine große Hebelwirkung; denn die Follow-Up-Preise sind noch nicht so gut. Auf dem heutigen Preisniveau ist die Hebelwirkung sehr bescheiden. Welche Risiken übernehmen wir grundsätzlich? Zunächst den Strompreis in den nächsten zehn, zwölf Jahren. Der Tenor hängt in der Regel von der Schuldentilgung ab. Grundsätzlich drängt die Bank zu PPA, weil sie sicher sein will, dass die Tilgung der Schulden konform ist mit dem Vertrag. Insgesamt gibt es eine Reihe unterschiedlicher Risiken.

Beispielsweise in Spanien wollen die Equity-Owner kein Volumenrisiko haben, sondern nur den fixen Preis, zu dem wir die gesamte Produktionsmenge kaufen. Das heißt, Axpo übernimmt unterschiedliche Risiken. Zunächst das Volumenrisiko, weil es sein kann, dass mehr oder weniger geliefert wird. Wir müssen trotzdem den fixen Preis garantieren. Dann gibt es noch das Kannibalisierungsrisiko.

Was ist damit genau gemeint?

Nehmen wir als Beispiel Windenergie. Gibt es viel Strom aus Windkraft, gehen die Preise nach unten. Bei einem fixierten Abnahmepreis für die Produktionsmenge spielt das immer gegen mich. Wir nennen das Kanibalisierung, weil es eine negative Korrelation gibt zwischen den Volumina, die produziert werden, und den Preisen. Dieses Risiko übernehmen wir. Das gilt auch für das sogenannte Balancing-Risiko. Das betrifft die Kosten, die durch die Differenz von Prognose und tatsächlicher Stromproduktion entstehen. In Summe gibt es also unterschiedliche Risiken. Letztlich ist es Verhandlungssache und eine Frage des Preises, wie die Risiken verteilt werden.

Experten gehen davon aus, dass mindestens 50 bis 60 Prozent der bestehenden Onshore-Windanlagen in Deutschland nach dem Ende der EEG-Förderung einige Jahre weiterbetrieben werden. Das heißt, die Zeichen stehen gut, in den nächsten Jahren zahlreiche PPA-Verträge abzuschließen.

Ja, das denke ich auch. Deutschland wäre ein riesiger Markt. Bislang war der deutsche Markt kein Markt im eigentlichen Sinne. Das ändert sich jetzt. Denn ein wichtiger Bestandteil von PPA ist die Kreditqualität der Abnehmer.

Darauf bestehen die Banken. Denn wenn ein Abnehmer in Konkurs geht, ist das nicht im Sinne des PPA. Das heißt, man braucht eine bestimmte Kreditqualität. Das kommt uns entgegen. Denn bei der Auswahl der Abnehmer können wir unsere Erfahrung einbringen, die wir mit PPA in anderen Märkten gemacht haben.