Enervis PPA-Price-Tracker für Photovoltaik: Steigende Tendenz der PPA-Preise setzt sich fort
Die steigende Tendenz der Preise im Stromterminmarkt der EEX setzt sich im Mai 2024 fort. Für das Jahr 2025 notierte das Base-Produkt Strom teilweise auch schon über 90 Euro pro Megawattstunde. Auch für spätere Handelsjahre liegen die Preise im Mai wieder deutlich über 65 Euro pro Megawattstunde. Zu berücksichtigen ist hier, dass es sich um eine Bandlieferung und somit einen durchschnittlichen Wert des Stromes handelt. Das Erzeugungsprofil der Photovoltaik hat dahingehend eine andere Struktur und durch den Merit-Order Effekt tendenziell auch eine niedrigere Wertigkeit. Dies spiegelt sich auch in den aktuellen Marktwerten als auch in den Zukunftsszenarien bei starkem Photovoltaik-Zubau wider.
Auf dieser Basis ist das gemittelte Terminpreisniveau für Strom als Benchmark für unseren PPA-Price-Tracker im letzten Monat insgesamt deutlich angestiegen. Die von Enervis für den Mai 2024 berechneten generischen Preise für einen zehnjährigen Photovoltaik-PPA mit Start im Frontmonat (Juni 2024) liegen damit unter Berücksichtigung marktüblicher Abschläge für PV-Profilwerte, PPA-Abwicklungs- und Risikokosten sowie marktüblichen Erlösen für Herkunftsnachweise bei rund 46 bis 58 Euro pro Megawattstunde.
Quelle: Enervis
— Der Autor Thomas Rosenzopf ist Senior Consultant bei der energiewirtschaftlichen Beratung Enervis und hier für Photovoltaik relevante Themen zuständig. Seine Expertise reicht vom systematischen Vergleich von Preisen und Verträgen von Power Purchase Agreements, Batteriespeicher und innovativen Photovoltaik Anlagendesigns bis hin zu der Einbindung und Bewertung von Strom aus PV-Anlagen in ein industrielles Lastprofil. —
Die Blogbeiträge und Kommentare auf http://www.pv-magazine.de geben nicht zwangsläufig die Meinung und Haltung der Redaktion und der pv magazine group wieder. Unsere Webseite ist eine offene Plattform für den Austausch der Industrie und Politik. Wenn Sie auch in eigenen Beiträgen Kommentare einreichen wollen, schreiben Sie bitte an [email protected].
Dieser Inhalt ist urheberrechtlich geschützt und darf nicht kopiert werden. Wenn Sie mit uns kooperieren und Inhalte von uns teilweise nutzen wollen, nehmen Sie bitte Kontakt auf: [email protected].
Please login to comment
Ich bin Vorstandsvorsitzender einer BEG, die aktuell zwei PV-Freiflächen-Anlagen mit insgesamt ca. 12 MWp in Planung hat. Wir tun uns aktuell echt schwer, einen business-case zu rechnen, den wir vor unseren Mitgliedern rechtfertigen können. Hintergrund:
– enorm fallende EEG-Ausschreibungszuschläge
– Wirkungslosigkeit von §2 EEG (überrangende Bedeutung der EEs), das dessen Anwendung bei konkurrierenden Schutzgütern mit Verweis auf übergeordnetes EU-Naturrecht ausgehebelt wird.
– Wegfall der EEG-Marktprämie bei negativen Preisen
Insbesondere der zweite Punkt führt zu erheblichen Kalkulationsproblemen, da die PV-Ausbauziele erwarten lassen, dass zukünftig die einspeisestarken Zeiträume allesamt keine EEG-Martkprämien mehr erhalten werden.
Wir sehen aktuell nur zwei Alternativen:
– Projekte canceln
– PPA-Verträge schließen
Vor diesem Hintergrund lesen wir den hier vorliegenden Artikel mit besonderem Interesse
Als Lösung des leidigen Negativ-Preis-Problems fällt mir allenfalls das folgende ein:
1. Ost-West-Anlage bauen, oder Nachführ-Anlage. Das letztere führt sogar zu höherer Moduleffizienz und einem geringeren Produktionsanteil in den potentiellen Negativ-Preis-Zeiten.
2. Wenn es in ein paar Jahren überhand nimmt, einen Speicher dazubauen und hoffen, dass die Speicherpreise in der Zwischenzeit weiter gesunken sind.
3. Darauf hoffen, dass die Politik eine bessere Marktordnung beschließt, die Anreize für Netzspeicher in ausreichender Zahl setzt, die dafür sorgen, dass Negativ-Preise gar nicht mehr auftreten.
Was 3. angeht, höre ich das laute Lachen ringsherum. Aber die Hoffnung stirbt zuletzt…
Mit PPA geht man halt ein wesentlich höheres Risiko, incl. der Solvenz des Vertragspartners ein. Deshalb müssen die Preise dort höher sein. Aber ob man das Risiko des Scheiterns der Investition eingehen kann? Man muss ja auch damit rechnen, dass gescheiterte Projekte dann aus der Insolvenz heraus mit Dumpingpreisen am Markt auftauchen. Bei Anschlussverträgen wird man dann trotz des hohen Risikos im Preis gedrückt.
PPA verlangt vom Stromverkäufer, dass er seine Produktion so gut vorhersagen kann, wie das ein nukleares oder fossiles Kraftwerk kann. Da PV und Wind das allenfalls mit erheblichen Zusatzkosten könnten, indem sie sich Ersatzkapazitäten sichern, wenn ihre Anlagen nichts liefern, werden sie auf diesem Wege nicht konkurrenzfähig.
Die Ausschreibungen sind doch zur Zeit gut überzeichnet – warum können andere da bessere Preise bieten als eine BEG? Die hat doch mit niedrigeren Kapitalkosten, weil hohem Eigenkapitalanteil, einen Vorteil gegenüber Anbietern, die hauptsächlich mit Fremdkapital finanzieren?