Grüne PPA auch schon dreistellig

Die exorbitant gestiegenen Stromgroßhandelspreise haben auch den Markt der förderfreien physischen Ökostromlieferverträge „sehr positiv“ belebt, der in Europa im Wesentlichen durch langfristige Direktlieferverträge abseits der Börse − Power Purchase Agreements (PPA) − geprägt ist. Aber nach Julius Eckes Beobachtung war die Preisentwicklung nur ein zusätzliches Moment: „Wir sehen seit Ende 2020 eine deutlich verbesserte Nachfrage aus Großunternehmen der Branchen Chemie und Raffinerien“, sagt der Prokurist bei Enervis Energy Advisors zu E&M.

Interessen des produzierenden Gewerbes

Die Industrie ist an preisstabiler grüner Energie interessiert: Man denke − abseits von PPA − allein an die Ankündigungen, dass BASF mit jeweils einem Energiepartner vor Holland und Deutschland Offshore-Windparks im Gigawattbereich errichten will. Ins zugeschlagene Projekt „Hollands Kust Zuid“ von Vattenfall haben sich die Ludwigshafener schon zu 49 % eingekauft.

Julius Ecke ist Prokurist bei Enervis Energy Advisors Quelle: Enervis

Ecke ist frisch zurück von der Re-Source in Amsterdam. Die Messe gilt als der Treffpunkt des europäischen PPA-Marktes. Dort lief eine der Diskussionen darüber, ob sich PPA schon von einem Käufer- (Offtaker-) zu einem Verkäufermarkt entwickelt haben. Eckes Einschätzung: „Jein!“ Dafür müssten die Strompreise noch weiter steigen, meint er.

Die Projektentwickler ihrerseits gehen auf PPA, weil sie im Terminmarkt, der nur bis 2025 annähernd liquide ist, ihre fixen Projektierungskosten nicht lange genug abgesichert bekämen. Bis zum finalen Investitionsentscheid (FID) müsse ein „signifikanter“ Teil der Fixkosten abgesichert sein, so Ecke weiter, damit die Bankenfinanzierung steht. Dies geschehe mit PPA, die je nach Investor mit Bankgarantien hinterlegt sind. Auch PV-Projektierer bevorzugten Fixpreise, ergänzt Eckes Kollege Fritz Halla.

Leaks um Schlechterstellung von Altanlagen

Dass so viel künftige PV in die PPA-Vermarktung geht, während in Deutschland für Oktober erstmals über 1.000 MW vorhandene PV-Parks in der „sonstigen Direktvermarktung“ ohne Marktprämie stecken, die auch PPA möglich macht, das ist Ecke zufolge kein Zufall. Die Industrie wolle nun langfristig aus Neuanlagen Strom sourcen (an der Quelle beschaffen), weil sie Grünstrom aus dem Bestand künftig nicht als solchen anerkannt bekomme. Das soll die EU-Kommission laut einer Indiskretion im Zusammenhang mit den Erneuerbaren-Richtlinien RED II und deren Novelle RED III planen. Da will man nicht aufs falsche Pferd setzen. Schlecht also für Ü20-Anlagen, die über die 20-jährige Erneuerbaren-Förderdauer hinweg und ohnehin kleinteilig sind.

Wegen der hohen fixen Projektkosten seien PV-Projektentwickler, ergänzt Consultant Halla, an langen Laufzeiten interessiert. Bei Ü20-Windmühlen dagegen könnten durchaus auch drei- oder sechsmonatige PPA sinnvoll sein, um die aktuell hohen Marktwerte von Onshore-Wind zu fixieren − vorbehaltlich der Höhe der Abwicklungskosten. Windkraft an Land stieg im September im Marktwert binnen nur eines Monats um 62 % auf knapp 118 Euro pro MWh, Solarstrom wertmäßig um 53 % auf annähernd das gleiche Niveau.

Bei Onshore-Wind haben Engie und Currenta Mitte Oktober bekannt gegeben, dass der französische Energiekonzern in einem PPA den Industrieparkbetreiber in Leverkusen über 16 Monate hinweg mit 50 Mio. kWh Strom aus drei deutschen Onshore-Windrädern beliefert.

Und das Marktprämienmodell, in dem sich im Oktober fast 90.000 MW deutsche Erneuerbaren-Leistung befanden, verträgt sich gar nicht mit PPA, da der in diesem Förderrahmen gelieferte Strom nicht als Grünstrom gekennzeichnet werden darf.

Der Preis ist fix − immer noch

Zum „Grundwesen“ von PPA gehört, so Ecke, immer noch der feste Preis für mehrere Jahre (bis zu 15). Er sei in den meisten Verträgen zu finden. Zumindest in den Diskussionen auf der Re-Source hätten aber auch Teilindexierungen an die Börsenpreise eine „größere“ Rolle gespielt.

Zur Gestaltung erklärt Halla: Der PPA-Preis leitet sich aus dem der Jahresprodukte ab, die überhaupt erhältlich sind. Das Frontjahr 2022 etwa kostet im Graustromhandel aktuell 140 bis 150 Euro pro MWh. Nach Abzug standort- und technologiespezifischer Profilwertabschläge komme man auf 90 bis 130 ​Euro für Wind-Weiterbetrieb und auf 100 bis 140 ​Euro für PV. „Dieses Preisniveau ist aktuell sehr volatil und hängt vom jeweiligen Bewertungstag ab“, erläutert Halla. Hiervon werden je nach Kunden Bilanzkreis- und Abwicklungskosten abgezogen. Und: Je länger das PPA läuft, desto günstiger, weil die fernerliegenden Jahresprodukte ebenfalls günstiger sind.

„Für den Windweiterbetrieb könnte es jedoch interessant sein, für einen kurzen Zeitraum auf eine Spotvermarktung oder Ähnliches umzusteigen, um durch niedrigere Abwicklungskosten des Direktvermarkters von den hohen Marktwerten zu profitieren, allerdings übernimmt der Betreiber so auch die Strompreisrisiken“, ergänzt der Consultant. Der Unterschied: Die Anlagen sind abbezahlt.

Dämpfen Erneuerbare den Strompreis?

Wirken grüne PPA nun aber preisdämpfend auf den allgemeinen Stromhandelsmarkt? Schließlich binden sich Abnehmer jetzt langfristig an ein nie gesehenes Preisniveau, während die Strombörsenpreise nach dem Winter wieder sinken könnten. Für Enervis ist aber offensichtlich sei: je mehr Erneuerbare, desto niedriger die Handelspreise im Energy-Only-Markt, schlicht weil sie mit ihren Grenzkosten bei null die nach dem Atomausstieg noch vorhandenen konventionellen Kraftwerke aus der Einsatzreihenfolge (Merit Order) drängen. "Insofern kann der Ausbau von per PPA finanzierten Erneuerbaren einen wichtigen Beitrag zur Dämpfung der Großhandelspreise leisten", so Julius Ecke.

Carmen Schneider, Partnerin bei Chatham Partners, auf der Windforce Conference 2021 Quelle: E&M/Georg Eble

Schneller Umstieg auf Standard und Plattform?

Laut Carmen Schneider, Partnerin bei der Kanzlei Chatham Partners, gibt es noch keinen Marktstandard bei den Vertragstexten. Mit dem zwei Jahre alten PPA-Rahmenvertrag des Händlerverbands Efet habe sie persönlich in der Beratung „selten“ gearbeitet, referierte die Anwältin auf der Offshore-Konferenz Windforce.

Die Efet-Rahmenverträge weichen in empfindlichem Ausmaß von deutschem Recht ab, das dann mühevoll reintegriert werden muss. Die daraus folgende individuelle Vertragslandschaft „wird sich bestimmt ändern“, gab sich Schneider überzeugt. Vor zehn, elf Jahren noch habe bei den Direktvermarktungsverträgen „jeder sein eigenes Süppchen gekocht und dann entwickelte sich schnell ein Marktstandard, von dem nicht mehr viel Abweichung möglich ist“.

Ist künftig insoweit also weniger zu tun für Schneider & Co.? Standardisierung ist in digitalen Zeiten immer die Stunde der Handelsportale. Im August gab es den ersten Abschluss auf der neuen PPA-Handelsplattform des Ausschreibungsdienstleisters Enportal: Getec Energie liefert von 2022 an dem Zementfabrikanten Holcim für zwei deutsche Werke 55 Mio. kWh pro Jahr aus heimischen Windrädern. Die Plattform ist seit Januar gelauncht.