Welches Potenzial haben PPAs für die Photovoltaik-Marktentwicklung in Deutschland?

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Vor einigen Jahren war Blockchain das Buzzword, das die Photovoltaik-Branche elektrisierte und als großer Heilsbringer für die künftige Entwicklung galt. Es gab kaum noch eine Veranstaltung ohne dieses Thema. Mittlerweile ist es ruhiger um die Blockchain geworden, dafür geistert nun ein neues Schlagwort durch die Branche, dass große Erwartungen für die Zukunft weckt: Stromabnahmeverträge oder kurz gern PPAs. Die privatwirtschaftlichen Vereinbarungen sind nicht neu in der Energiewirtschaft, doch als Vehikel für die Finanzierung von neuen oder bestehenden Photovoltaik-Anlagen stehen sie noch am Anfang – gerade in Deutschland.

Wie groß das Marktpotenzial von PPAs für die Photovoltaik-Anlagen hierzulande ist, lässt sich derzeit noch schwer einschätzen. Die Analysten von Roth Capital schrieben in ihrem „Solar Snapshot“ vom vergangenen Freitag, dass der Markt für PPA größer sei als bisher angenommen. „In den nächsten zwei bis vier Jahren könnte Deutschland einige Gigawatt jährlich von ungeförderten Anlagen sehen“, schreiben die Analysten. Es ist eine sehr vage Prognose für Marktforscher, denn was meint einige Gigawatt, doch es zeigt, das Interesse an diesem Thema ist enorm. So verwundert es auch wenig, dass Energy Brainpool und die Allianz dem Thema ihr 8. Strommarkt-Symposium widmeten. Mehr als 70 Experten aus ganz verschiedenen Bereichen trafen sich dazu am Montag in Berlin, um die Frage zu diskutieren: „PPA – Stein der Weisen oder Lückenfüller?“

Es ging darum, die verschiedenen relevanten Aspekte aus verschiedenen Perspektiven zu diskutieren. Aus Photovoltaik-Sicht sind die Stromabnahmeverträge besonders für die Projektierer neuer Anlagen oder Betreiber von Anlagen, die demnächst aus der Förderung laufen, relevant. Doch die neuen Photovoltaik-Anlagen werden nur gebaut, wenn es PPAs gibt. Dafür braucht es Energiekonzerne, die PPAs vergeben, Abnehmer für den Strom und Banken, die bereit sind, solche Projekte zu finanzieren. Dazu dann noch die Frage: Wie ermittele ich einen gerechten Preis und welche Aspekte müssen in einem Stromabnahmevertrag berücksichtigt werden. All dies wurde im Allianz Forum in Berlin diskutiert.

RE100-Mitglieder suchen nach passenden PPAs

Als ein wichtiger Treiber im PPA-Markt hierzulande und auch im Ausland gilt, dass immer mehr Konzerne danach streben, ihre Geschäftstätigkeiten zu dekarbonisieren. So durften am Montag auch die Hausherren die Veranstaltung eröffnen und über ihre Erkenntnisse bezüglich PPAs aus Verbrauchersicht berichten. Das übernahmen die Nachhaltigkeitsbeauftragten Katja Oristanio und Markus Herz von der Allianz Climate Solutions GmbH respektive Allianz SE.

Der Versicherungskonzern hatte bereits Ende 2015 verkündet, nicht mehr in Kohle-basierte Geschäftsmodelle zu investieren. Seit Dezember 2018 gehört die Allianz nun der internationalen Initiative RE100 an. Sie versammelt global agierende Konzerne unter ihrem Dach, die sich zu einer Umstellung ihrer Stromversorgung auf 100 Prozent erneuerbare Energie öffentlich verpflichten. Die Allianz strebt dies bis Ende 2023 an. „Zertifikate einzukaufen, um grün zu werden, ist für uns keine Option, höchstens für Länder, wo es gar nicht anders geht“, erklärt Oristanio. Immerhin in 70 Ländern ist der Versicherungskonzern aktiv und muss sich damit mit 70 unterschiedlichen Energiemärkten zur Beschaffung seines Grünstroms auseinandersetzen.

Eine Variante, wie die Allianz die Umstellung vorantreiben will, sind Photovoltaik-Dachanlagen auf den Gebäuden. Doch nicht überall ist der Konzern auch der Besitzer der Häuser. In diesem Fall wolle man dann auf PPAs zurückgreifen – onsite und offsite, wie Oristanio weiter erklärte. Dabei habe man drei verschiedene Optionen ausgemacht, die für das Unternehmen in Frage kommen und die alle unterschiedliche Anforderungen an den Vertragsabschluss stellen sowie verschiedene Risiken bergen. Oristanio zählt als mögliche Varianten virtual, sleeved und physical onsite PPAs auf. Doch zugleich nennt sie eben Risiken, die der Konzern beim Abschluss bedenken muss. So gebe es mit fünf bis zehn Jahren eher lange Laufzeiten, es fehle die Standardisierung bei den PPAs und auch Performance- und Preisrisiken seien nicht auszuschließen. Der Strom mit einem PPA könne erst einmal teurer werden, was sich in der Bilanz des Unternehmens niederschlagen könne. Auch stünden Angebot und Nachfrage nach PPAs in keinem Verhältnis, sagt Oristanio. Sie fürchtet, dass sich die RE100-Konzerne am Ende um die Abnahme des Grünstrom streiten werden, weil es nicht genug gebe. „Wir finden PPAs super, weil man sich langfristig stabile Preise sichern kann und sie den Strom grüner machen. Aber wir brauchen auch Alternativen“, sagt sie auf der Veranstaltung.

Noch hat die Allianz weder eigene Photovoltaik-Anlagen auf den Dächern ihrer Gebäude weltweit installiert noch einen PPA abgeschlossen, wie Herz einräumt. Allerdings liefen in Jordanien die Planung für die Installation einer ersten Dachanlage und es gebe zahlreiche Verhandlungen zu PPA-Abschlüssen.

Herve Noumi vom Mobilfunkriesen Vodafone zeigt sich auf der Veranstaltung weniger kategorisch, wenn es um Zertifikate geht. Für ihn sind sie durchaus eine Option, um die Stromversorgung grüner zu machen. So gelte, Zertifikat sei nicht gleich Zertifikat. „Wenn mehr hochwertige Zertifikate verkauft werden, dann steigt der Preis und das Geld könnte wieder in neue Erneuerbaren-Anlagen investiert werden“, sagt Noumi. Für Vodafone, dass bis 2025 eine 100-prozentige konzernweite Umstellung auf erneuerbaren Strom anstrebt, stehe zudem auch Energieeffizienz im Fokus. „Die beste Energie ist die, die wir nicht verbrauchen“, sagt er weiter. Danach gelte es die Umstellung auf drei Säulen aufzubauen: Zertifikate, PPAs, Erzeugung auf den eigenen Gebäuden oder Flächen. Allein in Deutschland muss der Mobilfunkriese 700 Gigawattstunden Strom grün machen. Er betreibt 27.000 Standorte und hat derzeit noch keine Erneuerbaren im Portfolio, wie Noumi erklärt.

Was ist ein fairer Wert für einen PPA-Preis?

Ein Hemmnis, warum zwar viel über PPAs in Deutschland diskutiert, aber bislang selten wirklich Verträge geschlossen werden, scheint auch die mangelnde Transparenz zu sein. Zwar sind die ersten PPA geschlossen worden, doch Details dringen selten an die Öffentlichkeit. Bei der Vertragslaufzeit sind meist noch Angaben von den Beteiligten zu erhalten, doch wenn es um den vereinbarten Preis geht, herrscht meist großes Schweigen. Einzig Details wie „Fixpreis“ oder „variabler Preis“ ist manchmal noch zu hören. Fabian Huneke. Experte von Energy Brainpool, rechnete auf der Veranstaltung einmal grob vor, wie sich ein „fairer Wert“ für einen PPA finden lässt und welche Faktoren in die Preisbildung mit einfließen sollten.

Zunächst einmal als Ausgangsbasis für eine Berechnung eines PPA-Wertes 2020 zieht Huneke den Basepreis des Terminmarktes heran. Die künftige Strompreisentwicklung lasse sich relativ gut für die nächsten drei bis fünf Jahre über den Terminmarkt prognostizieren. Danach seien jedoch kaum noch verlässliche Prognosen möglich. Dies gehe allen Strommarkt-Experten so, nicht nur Energy Brainpool, betonte Huneke. Wichtig sei in die Prognosen einen gewissen Kannibalisierungseffekt einzurechnen, denn je mehr Photovoltaik zugebaut werde, umso günstiger werde die Strompreise bei sonnigem Wetter und desto geringer die Erträge. Zudem greift Huneke auf den Grundlastparitätsfaktor zurück. Für Solarstrom in Deutschland liege er bei durchschnittlich 95 Prozent des Grundlaststroms. Aus diesen beiden Faktoren kann man dann bereits einen fairen Wert für einen PPA ermitteln, indem der Basepreis mit dem Grundlastparitätsfaktor multipliziert werden.

Doch wäre es so einfach, würden die Beteiligten sicher nicht ein solch großes Geheimnis aus den vereinbarten Preisen machen. Auch Huneke betont, dazu kommen weitere Faktoren, die in die Ermittlung des PPA-Werten einfließen können, wie etwa den Preis der Zertifikate, Direktvermarktungskosten, Kosten für Ausgleichsenergie oder Finanzierungsrisiken. In seiner Rechnung kommt Huneke schließlich bei 43,7 Euro pro Megawattstunde als „fair value“ für einen PPA heraus. Abhängig vom aktuellen Strompreis kann es aber eben auch tagesaktuell etwas mehr oder weniger sein. Allerdings gibt es zumindest einmal eine Richtschnur, welche Einnahmen Projektierer erwarten könnten. Sie sind es vor allen Dingen, die ein starkes Interesse an den PPAs haben, gerade um neue und auch größere Anlagen in Deutschland zu realisieren.

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Hoffen auf den Dominoeffekt

Steigende Anforderungen

Als Vorreiter in Deutschland etablierte sich diesbezüglich EnBW, dass bereits im Februar ankündigte, einen 175 Megawatt-Solarpark in Mecklenburg-Vorpommern ohne Förderung realisieren zu wollen und nur wenig später, Energiekontor für ein geplantes 85 Megawatt-Projekt mit einem 15-jährigen PPA ausstattete. Auf dem Strommarkt-Symposium bekräftigte Markus Quack von EnBW, dass das 175 Megawatt Photovoltaik-Kraftwerk bis Ende 2020 am Netz sein soll. Auch dafür gibt es sozusagen einen „inhouse“-PPA mit einer vertraglich zugesicherten Abnahme des Solarstroms zum Festpreis für 15 Jahre. Auch Quack umreißt die aus seiner Sicht wesentlichen Elemente eines Stromabnahmevertrags. Er hebt neben Preisstruktur und Laufzeit vor allem den Umgang bei Abregelung der Anlage, Kündigungsrechte, Sicherheiten und Anforderungen der finanzierenden Banken hervor. Dies alles müsse Niederschlag in einem PPA finden.

Gerade bei den Banken setzt das Umdenken erst langsam ein. Sie schätzen die langfristige Absicherung der Finanzierung von Photovoltaik-Anlagen über das EEG, sei es durch Einspeisevergütung oder Zuschläge aus den Ausschreibungen. Dies machte das Risiko für die Banken bisher berechenbar. Doch auf der Veranstaltung ist durchaus zu spüren, dass auch sie willens sind, sich den neuen Marktbedingungen zu öffnen. Aber eben nicht um jeden Preis und nicht unbedingt sofort.

Wie groß wird der Markt in Deutschland?

Am Ende steht dann eben wieder die Frage, wie groß wird der Markt denn werden? Die auf der Veranstaltung vertretenen Projektieren hoffen natürlich auf möglichst groß. Ein Vertreter von Enerparc sagt in der Diskussion, das Hamburger EPC-Unternehmen habe einige Projekte in der Schublade liegen, für das es PPA-Partner suche. Er verweist auch darauf, dass die auf vier Cent pro Kilowattstunde und darunter gesunkenen Zuschlagswerte in den Ausschreibungen eine Realisierung von Photovoltaik-Anlagen – selbst im sonnigen Süddeutschland – mittlerweile sehr herausfordernd mache. Dies überrascht, wenn man bedenkt, dass Enerparc in vielen der jüngsten Ausschreibungsrunden die meisten Zuschläge abgeräumt hat.

Doch auch die Konkurrenz wie etwa von Maxsolar oder Baywa ist auf der Veranstaltung vertreten. Diese Projektierer haben in Deutschland erste kleine Freiflächenanlagen realisiert, die über PPAs finanziert werden. Auch ihnen geht es vor allem darum, Erfahrungen zu sammeln. Markus Quack von EnBW wirft so bei seinem Vortrag noch die Frage auf, ob PPAs ein Hype oder ein zukunftsfähiges Marktmodell sind. Auf Nachfrage erklärt er dazu, er glaube, in den kommenden sechs bis neun Monaten werde es einen Hype geben. Allerdings sei das PPA-Modell bisher nur für große Photovoltaik-Anlagen darstellbar, für kleine eher nicht. Angesichts dieser Einschätzung wundert es auch nicht, dass bei EnBW von Fall zu Fall entschieden werden, wie Projekte umgesetzt werden. Bislang habe sich der süddeutsche Energiekonzern auch kein Volumen festgelegt, was er an PPA-Projekten realisieren wolle. Quak sieht da nicht unbedingt ein Gigawatt-Potenzial.

Denn auch wenn es eben die großen Abnehmer gibt, so machen es die deutschen Vorschriften doch schwierig, direkte Verträge zu schließen. Die andere Fragen ist auch, wieviel Flächen hat Deutschland, um große Photovoltaik-Anlagen zu realisieren, die den Bedürfnissen von Allianz oder Vodafone genügen. Dabei müssen nämlich auch die Länder und Kommunen mitspielen, die ihre Flächennutzungspläne entsprechend ausweisen müssen. Wenn man sich darüber mit Anwälten unterhält, gibt es vielerorts schon wieder eher eine „Photovoltaik-Verhinderungsplanung“.

Peter Schuth, geschäftsführender Gesellschafter von Avantag Energy, sieht dagegen durchaus Potenzial für PPAs auch bei kleineren Anlagen. So könnten auf diese Weise große Photovoltaik-Dachanlagen verstärkt installiert werden, die im derzeitigen Ausschreibungsdesign kaum Chancen auf Zuschläge haben, aber eben auch nicht einer Änderung der Flächennutzung durch Gemeinden bedürfen und keine Akzeptanzprobleme verursachen werden, wie sie durch große Solarparks etwa auf landwirtschaftlichen Flächen durchaus in Zukunft entstehen könnten.

Wie stark sich der PPA-Markt in Deutschland kurzfristig entwickeln wird, auch darüber herrschte auf dem Strommarkt-Symposium in Berlin eine stark unterschiedliche Auffassung. Auf die Frage, wie hoch der Zubau durch Photovoltaik-PPA-Projekte im kommenden Jahr sein werde, gaben die Teilnehmer Schätzungen zwischen 10 und 3000 Megawatt (siehe Screenshot) ab. Welche Erwartungen Sie an den Zubau in den Jahren zwischen 2020 und 2030 haben, war die nächste Frage. Der Durchschnittwert für neu installierte Photovoltaik-Anlagen lag dabei bei 34,2 Gigawatt und für neue Windparks an Land bei 24,9 Gigawatt.

Es bleibt abzuwarten, wie sich der Markt wirklich entwickelt. Der Anfang mit kleinen Photovoltaik-Projekten, die über PPAs realisiert werden, ist in Deutschland gemacht. Weitere werden folgen, dies scheint sicher, auch wenn man den verschiedenen Beteiligten zuhört. So stehen alle in den Startlöchern, die Projektierer haben Anlagen in der Schublade, potenzielle Abnehmer für den Solarstrom sind da, die Energiekonzerne stehen als Mittler bereit und auch Banken freunden sich langsam mit dem Gedanken an, dass das EEG nicht ewig zur Sicherheit der Finanzierung von Photovoltaik- und Windkraft-Anlagen bestehen wird. Die Frage ist jedoch, wie schnell sind die einzelnen Beteiligten bereit, auch mehr Risiko zu nehmen und wie wird das Risiko verteilt. Dann kann plötzlich auch alles ganz schnell gehen und groß werden. Es wäre nicht das erste Mal, dass die Photovoltaik mit ihrer Entwicklung alle überrascht.