Neue Varianten bei den PPA-Preisformeln

E&M: Herr Kompe, seit einiger Zeit vermittelt PNE auch für andere Windparkgesellschaften PPA. Wie lief es 2022, wie lief es im ersten Halbjahr 2023?

Kompe: Das vergangene Jahr glich aus Sicht der PPA-Transaktionsberatung einer Achterbahnfahrt: Zu Beginn des Jahres gab es einen Nachfrageboom, getrieben durch die kontinuierlich gestiegenen Marktpreise, während der marktpreislich extremen Sommermonate 2022 hatten wir bis dahin nie gesehene Volatilitäten und damit verbundene Preisunsicherheiten und im Herbst kam der PPA-Markt beinahe zum Erliegen infolge der regulatorischen Markteingriffe ...
 
E&M: ... der Stromerlösabschöpfung in allen EU-Ländern.

Kompe: Entsprechend volatil verlief auch das Geschäft der PPA-Vermarktung: In 2022 durften wir 34 Wind- und Solarparkgesellschaften mit einer Gesamtleistung von 583 Megawatt beim Abschluss von PPA unterstützen. Das Jahr 2023 startete infolge der bestehenden regulatorischen Unsicherheiten in Hinblick auf die Erlösabschöpfung nur mit wenigen PPA-Abschlüssen vor allem für Neu-Inbetriebnahmen. Inzwischen haben wir weitere Vermittlungsmandate erhalten.

E&M: Dürfen Sie Namen nennen?

Kompe: Ich bitte um Verständnis dafür, dass wir mit den Kunden Vertraulichkeit vereinbart haben. Unsere Kundengruppe kann ich aber gern konkretisieren: Wir erhalten vor allem von kleineren Betreibergesellschaften, Bürgerwindparks sowie national agierenden Vermögensverwaltungen PPA-Vermarktungsmandate. Abnehmerseitig stehen wir selbstverständlich in Kontakt mit den bekannten Stromhändlern und großen Versorgern. Als Trend sehen wir darüber hinaus, dass vermehrt Industrieunternehmen, aber auch KMU den direkten Kontakt zu Betreibern beziehungsweise in diesem Fall Aggregatoren wie uns intensivieren. 

E&M: Wie steht der deutsche PPA-Markt im Vergleich zu anderen europäischen Märkten wie Schweden da, wo Sie ebenfalls Windparks projektieren? Experten sagen uns immer wieder, er sei hierzulande als förderfreies Finanzierungsinstrument wegen der vergleichsweise üppigen Förderung unterentwickelt.  

Kompe: Insgesamt ist der deutsche PPA-Markt im Vergleich weniger stark entwickelt, bietet die staatliche Förderung im Rahmen des EEG doch eine stabile Finanzierungsoption für erneuerbare Energien. Diese braucht es auch zukünftig, um den Ausbau der Erneuerbaren in Deutschland in dem Tempo zu gewährleisten, das wir zur Erreichung der Klimaziele benötigen. Schweden ist ein interessanter Fall, da es bereits einen ausgewogenen Mix aus Fördermechanismen und PPA aufweist. Das Land hat ein Zertifikatesystem namens ‚Elcertifikat‘...

E&M: ... Herkunftsnachweise, mit denen Stromlieferanten Ökoquoten erfüllen müssen.

Kompe: Gleichzeitig gibt es einen etablierten Markt für PPA, in dem insbesondere stromintensive Unternehmen PPA abschließen, gewiss auch begünstigt durch deutlich vorteilhaftere Ausgangsbedingungen für Windprojekte zum Beispiel in Bezug auf Flächenverfügbarkeit und Windgüte. 

E&M: Die Stromerlösabschöpfung ist seit Juli Geschichte. Sie hatten erwähnt, dass schon die politische Debatte darüber im Herbst 2022 den PPA-Markt fast abwürgte. 

Kompe: Ja, insbesondere mit Einführung beziehungsweise während des Gesetzgebungsverfahrens zur Erlösabschöpfung war dies der Fall. Allerdings nur für einen sehr kurzen Zeitraum. Bereits seit März, mit der Ankündigung Robert Habecks, dass ein bürokratisches Instrument, das keinen Effekt hat, nicht mehr benötigt wird, nahm das Interesse an PPA aufseiten der Betreiber sukzessive wieder zu. Insofern konnten wir die letzten Monate intensiv nutzen, PPA-Abschlüsse vorzubereiten.

E&M: Wie erleben Sie das Kurzfristgeschäft seit dem Ende der Abschöpfung? 

Kompe: Die Nachfrage nach PPA mit einer Laufzeit von ein bis fünf Jahren ist aktuell sehr hoch, verbunden mit dem expliziten Bedarf an Herkunftsnachweisen (HKN) aus diesen Projekten. Zu erkennen ist das auch an den seit letztem Herbst konstant hohen HKN-Preisen von 6 bis 7 Euro pro Megawattstunde. Die Gründe sind vielfältig: Erstens sehen wir eine steigende Nachfrage der Versorger, die zunehmend auf deutschen Ökostrom setzen statt auf reine Zertifikatslösungen aus Skandinavien. Zweitens steigt die Nachfrage seitens der Industrie, die aus regulatorischen Gründen wie zum Beispiel zur Inanspruchnahme der Strompreiskompensation aus einer Selbstverpflichtung heraus, aber auch zur Preissicherung in den Markt einsteigt. Drittens erfahren wir eine stark steigende Nachfrage vor dem Hintergrund des Wasserstoffhochlaufs, für den nach der RED II (EU-Erneuerbaren-Richtlinie; die Red.) der Betreiber des Elektrolyseurs einen direkten Stromliefervertrag für die Herstellung des grünen Wasserstoffs abschließen muss.

E&M: Von PNE hieß es im April, dass die Laufzeiten bei fremden Windparks in der Regel von einem bis zu fünf Jahren reichen. Heißt das, dass Ihnen unterjährige PPA zu kurzfristig sind? Und bedeutet es, dass es sich zumeist um bereits bestehende Onshore-Windparks handelt? 

Kompe: Unser Fokus liegt auf PPA von einem bis fünf Jahren − unterjährige, kurzfristige PPA werden in der Regel unter einem bestehenden Direktvermarktungsvertrag ohne wettbewerbliche Komponente abgeschlossen. Der Großteil unserer Vermittlungsmandate sind daher bestehende Wind-onshore-Projekte mit Förderanspruch sowie Post-EEG-Projekte. Darüber hinaus betreuen wir eine ausgewählte Anzahl an PV-Freiflächenprojekten außerhalb der Förderung.

E&M: Sie vermitteln Stromabnehmern Vermarkter und helfen beim Abschluss vorverhandelter PPA. Welche Mengenformeln sind am beliebtesten? 

Kompe: Pay-as-Produced ohne garantierte Mindestmenge unter der Berücksichtigung der in der EEG-Finanzierung definierten Normen und Risiken ist grundsätzlich der Standard. Eine Bandlieferung zum Beispiel ist hier nahezu ausgeschlossen.
Die interessanteren Diskussionen entstehen bei den Preisformeln. Hier gibt es derzeit viele interessante Varianten. So führen zum Beispiel Teilabsicherungslösungen − ein Teil der Menge wird zu einem definierten Fixpreis und die Restmenge zum Marktpreis vergütet − zu einer Win-win-Situation: Im Gegensatz zu einer Vergütung von 100 Prozent der Produktionsmenge zu einem Fixpreis kann der Vermarkter bei einer Teilabsicherung das Risiko reduzieren. Das führt wiederum zu einem geringen Abschlag auf den Baseload Future (Grundlastterminkontrakt; die Red.) und damit zu einem höheren Fixpreis. Darüber hinaus sichert sich der Betreiber die Chance, mit einem Teil der Produktionsmenge an Marktpreisspitzen partizipieren zu können.

„Sicherlich bis Jahresende noch Preisspitzen“

E&M: Wohin geht die Reise bei den PPA-Preiskorridoren in diesem Jahr? 

Kompe: Die Future-Preise haben sich seit Anfang des Jahres deutlich stabilisiert und damit auch die PPA-Preise. Der weitere Ausblick allerdings ist aktuell von großer Unsicherheit geprägt. Wir beobachten, dass die Future-Märkte nach wie vor sehr nervös auf Meldungen reagieren. Die ein oder andere Preisspitze werden wir daher bis zum Jahresende sicher noch beobachten. Der kommende Winter steht und fällt mit den Temperaturen. Langfristig erwarten wir eine weitere Reduzierung des Preisniveaus.

E&M: Was wird oder muss sich bei der PPA-Vermarktung ändern, wenn man an Innovationswindparks mit Batteriespeichern und anderen Kombinationen denkt? 

Kompe: Der Großteil der Erneuerbare-Energien-Projekte mit Batteriespeichern wird noch über die Innovationsausschreibung realisiert. In diesen erhöht die Flexibilität aus dem Speicher den Vermarktungswert des jeweiligen Projekts in Abhängigkeit der Größe und Auslegung des Speichers. Insbesondere kann die Flexibilität in der kurzfristigen Vermarktung verschiedenartig genutzt werden. Hier einen PPA-Abnehmer zu finden, der sowohl das PPA-Grundgeschäft als auch die Flexibilitätsvermarktung wertmaximierend umsetzt, ist die zentrale Herausforderung in der PPA-Vermarktung.