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Ein Risikospiel – pv magazine International

Aus pv magazine 11/2022

Es ist immer fragwürdig zu behaupten, dass etwas „zum ersten Mal“ passiert, und unabhängig davon, ob Enerparc der Erste war – wie eine Pressemitteilung behauptet – oder der Zweite oder Dritte, der in Deutschland eine Solaranlage gebaut hat, die hauptsächlich als Grundlaststrom vermarktet wird Entwicklung weist auf einen sich abzeichnenden Trend hin. Dieses Geschäftsmodell werden wir wahrscheinlich häufiger sehen und es wird höhere Risiken für die Betreiber bergen, denn Grundlast bedeutet kontinuierliche Stromversorgung, unabhängig davon, ob die Sonne scheint.

Die Vermarktung von Solar über PPAs von Energieversorgern oder der Industrie hat sich in den letzten drei Jahren auch in Deutschland etabliert. Heute erlebt das Model berauschende Zeiten. „Hohe Strompreise sind ein zusätzlicher Schub für Projektierer, die Sicherheit in Form eines PPA suchen“, sagt Thomas Kott, Leiter Portfoliomanagement bei Axpo Deutschland.

Im Rahmen solcher Vereinbarungen stellen die Betreiber Strom bereit und erhalten entweder „Pay-as-produced“- oder „Pay-as-forecast“-Renditen. Der Kunde erhält Strom, wenn die Sonne scheint. Das bedeutet im Sommer mittags viel Strom, im Winter deutlich weniger und nachts gar nichts. Sofern der Strom nicht ausschließlich für die Klimatisierung verwendet wird, benötigen Verbraucher meist ein anderes Profil und müssen sich überlegen, wie sie die Lücken füllen.

Der Ansatz ist eher in Märkten außerhalb Deutschlands etabliert. In Spanien werden laut David Willemsen, der als Leiter der Risikoberatung bei Pexapark Generatoren zu Lieferverträgen berät, bereits 10 bis 20 % der Solar-PPAs von Grundlastanlagen betrieben. Für Wind-PPAs in den nordischen Staaten hat das Modell einen festen Stand. In Spanien „war es lange Zeit üblich, Verträge wie in den USA über 10 Jahre laufen zu lassen“, sagt Jan Knievel, Head of Origination bei der Enerparc-Stromhandelstochter Sunnic Lighthouse. In Deutschland dauerten die Verträge jedoch typischerweise nur etwa vier Jahre.

Grundlastverschiebung

Was bedeutet die Vermarktung von Solar mit einem Grundlast-PPA, wenn, wie Knievel betont, „keine Solaranlage Grundlast liefern kann“. Der Schweizer Energieversorger Axpo bezieht Strom aus der 39-MW-Solaranlage in Büttel, die Enerparc als Investor hält. Bei einem vereinbarten 4-MW-Grundlastband und 8.760 Stunden im Jahr bedeutet das 35 GWh Strom pro Jahr, eine Zahl, die nahe am erwarteten Ertrag eines solchen Standorts liegt. Aber die Sonne scheint nicht kontinuierlich mit der gleichen konstanten Intensität.

Während der Solarertrag deutscher Standorte im August rund 60 % über dem Jahresdurchschnitt liegt, liegt er im Dezember nur noch bei einem Viertel des Mittelwerts. Bei der Grundlastversorgung müssen alle Schwankungen ausgeglichen werden. „Wenn die Anlage weniger als 4 MW produziert, müssen wir Strom kaufen und wenn die Anlage zu viel produziert, müssen wir verkaufen“, sagt Knievel. Der Vertrag hat eine Laufzeit von 10 Jahren, sodass die Ermittlung der Zahlen Annahmen über die Kauf- und Verkaufspreise von Strom für ein Jahrzehnt erfordert. Bei Pay-as-produced-Verträgen trägt der Käufer das Risiko, bei Baseload-Verträgen liegt das Risiko zunächst beim Verkäufer.

Die Absicherung der Projektentwicklung über die sogenannte „Innovations“-Ausschreibung stellt sicher, dass jede Kilowattstunde mit einem festen einstelligen Euro-Cent-Betrag vergütet wird, auch wenn sie über ein PPA verkauft wird. Das Kraftwerk muss allerdings mit einer Batterie ausgestattet werden, die zur Grundlastversorgung beitragen kann, aber nie die Komplettlösung sein wird.

„Dafür reicht die Kapazität nicht aus“, sagt Knievel. „Mit der 8-MWh-Batterie können wir die 4 MW für zwei Stunden liefern.“ Die Planung einer Batterie, die groß genug ist, um die Energieversorgung aus Solarenergie einschließlich saisonaler Verschiebungen auszugleichen, ist unrealistisch, sodass der Stromhandel eine Rolle spielen muss.

Versorger wie Axpo verfügen über eigene Handelsexpertise – und über die finanzielle Schlagkraft, um Preisrisiken zu tragen. In der Regel werden PV-Anlagen jedoch von Zweckgesellschaften mit beschränkter Haftung (SPVs) gebaut und betrieben, die das Risiko eines Grundlast-PPA tragen müssen. Allerdings erhält die Bank, die das SPV kreditiert, Zugriff auf die Vermögenswerte – die PV-Anlage – als Sicherheit. Der Kreditgeber muss sicherstellen, dass die anderen Verpflichtungen des SPV, die im Grundlastvertrag enthalten sind, die Sicherheiten nicht gefährden und dass es ausreichende Gewinne erzielt. Je weniger Risiken gedeckt sind, desto geringer ist das Darlehen – und damit die Eigenkapitalrendite der Anleger.

Verfeinerung des Modells

Für das Kraftwerk in Büttel stellte ein Konsortium unter Führung der Deutschen Anlagen Leasing (DAL) – unter Beteiligung von Sparkassen als Gesellschafter – die Kreditfinanzierung zur Verfügung. „Bei Grundlastverträgen geht es um die Frage, wie man das Risiko strukturiert, eine unbekannte Strommenge zu einem unbekannten Preis einkaufen zu müssen“, sagt Peer Günzel, Leiter Vertrieb Infrastruktur und Versorgung bei DAL.

Deutschland wird im Vergleich zu den nordischen Ländern, Spanien und den USA oft als unausgereifter Markt in Bezug auf PPAs und Risikobereitschaft bezeichnet. Die Herangehensweise an die Solarentwicklung in Spanien änderte sich, nachdem die Regierung vor einem Jahrzehnt die Subventionen drastisch gekürzt hatte. Dieser Schock ließ Erzeuger nach neuen Geschäftsmodellen suchen, sagt Günzel.

„PPA-Strukturen existieren für Projekte im Versorgungsmaßstab – sowohl Pay-as-produced als auch Baseload – als Grundlage für die langfristige Bankfinanzierung von Projekten“, sagt er und weist darauf hin, dass PPAs heute das Fundament großer erneuerbarer Energien sind.

Die Marktreife ist an die Fähigkeit gebunden, Risiken einzuschätzen und zu managen, und Büttel ist ein gutes Beispiel dafür. Knievel von Enerparc hatte bei einem Windenergie-Stromhändler gearbeitet und Günzel hatte PV-Projekterfahrung. „Es hilft, wenn die Beteiligten Erfahrung haben“, sagt Letzterer. Bei Büttel hat Sunnic Lighthouse das Risiko der Differenz zwischen Grundlast und tatsächlicher Produktion übernommen. Die Enerparc-Tochter übernimmt gegen Entgelt die Lieferverpflichtungen der Projektgesellschaft.

Kannibalisierung von Gewinnen

Die Nachfrage nach Grundlast-PPAs ist zum Teil auf die Geschichte des Strommarktes zurückzuführen. Sie stellen ein standardisiertes Produkt dar und „Händler wissen damit umzugehen“, sagt Willemsen von Pexapark.

Ein weiterer Vorteil: Baseload-Angebote entlasten die Stromabnehmer, aktuell die großen Energiekonzerne. „Auch die großen, kreditwürdigen Käufer müssen bei einem Pay-as-produced PPA die Risiken einpreisen und Risikokapital vorhalten“, sagt Kott von Axpo. „Irgendwann sagt auch ein großer Abnehmer wie Axpo oder ein anderer kreditwürdiger Käufer: ‚Ich habe genug von Pay-as-produced-Risiken, jetzt bleibe ich bei Baseload-Deals.“

Eines der größten Marktpreisrisiken ist der „Kannibalisierungseffekt“. Die Theorie, dass sich die Solarenergie während der Spitzenzeiten der Sonneneinstrahlung für die Photovoltaik als so effektiv erweist, den Strompreis zu senken, dass dies den Geschäftsnutzen der Investoren beeinträchtigt, ist nichts Neues, und das Phänomen kann jetzt quantifiziert werden.

Im vergangenen Jahr lag der durchschnittliche deutsche Marktwert von Solarstrom bei 0,07552 € (0,07443 $)/kWh und damit rund 22 % unter dem jährlichen durchschnittlichen Börsenstrompreis von 0,09685 €/kWh. Solargeneratoren, die Strom im Rahmen eines Grundlastvertrags verkauften, erhielten tagsüber und im Sommer weniger für den Überschuss, als sie nachts und im Winter aufwenden mussten, um das Angebot auszugleichen. Händler, die Strom kaufen, um Engpässe zu decken, und überschüssigen Strom verkaufen, hätten 2021 22 % des Grundlastwerts verloren. Dies nennen Experten den Erfassungsfaktor, Marktwertfaktor oder Profilfaktor.

Wenn der zukünftige Erfassungsfaktor bekannt wäre, könnte er berücksichtigt werden, und die Preisgestaltung für Grundlastverträge wäre weniger schwierig. Doch wie sich der Preis über 10 Jahre entwickeln wird, ist eine der großen Unbekannten. Die Projektionen des Capture-Faktors, die auch den erwarteten Ausbau der Erneuerbaren widerspiegeln, reichen für Deutschland von 40 % bis 70 %.

Betreiber oben

Die Umstellung auf Grundlastverträge muss für Investoren jedoch nicht negativ sein. Marktpreisrisiken haben ihren Preis. Wenn ein Generator heute über einen 10-jährigen Pay-as-produzierten PPA etwa 0,165 €/kWh verdient, könnte er laut Willemsen 0,20 €/kWh für einen Grundlast-PPA verlangen. Maßgeschneiderte Angebote sind ebenfalls eine Option, betont er, wie etwa monatliche Grundlastverträge, die eine durchschnittliche vierwöchige Solarstromerzeugung berücksichtigen.

Laut einer aktuellen Broschüre von Pexapark kann es für Investoren sogar rentabel sein, die Risiken zu behalten und unter Umständen Verträge mit höherer Grundlast abzuschließen. Beim Verkauf an ein Energieunternehmen kann dies die Verwaltung der „Abrechnung“ umfassen – den Kauf und Verkauf von Engpässen oder Überschüssen.

Künftig könnten Solaranlagenbetreiber Risiken in der Energieversorgung direkt durch den Einsatz von Batterien oder die Kombination von PV mit Windkraftanlagen mindern. „Colocation mit anderen Technologien kann nicht nur Netzkosten sparen, sondern auch den Profilwert steigern“, sagt Willemsen. „Je nach Auslegung des Speichers kann man einen Marktwert erzielen, der über der Grundlast liegt.“

Zu diesem Zweck hat Pexapark in diesem Jahr mit der Berechnung von Hybrid-Capture-Faktoren für Systeme mit Batteriespeicher begonnen. „Für eine PV-Speicher-Kombination, bei der der Speicher 25 % der Kapazität der PV-Anlage hat, sehen wir für die nächsten Jahre einen Marktwert, der 3 % bis 12 % über der Grundlast liegt“, ergänzt der Risikoberater.

Zunächst müssen sich Baseload-PPAs aber zumindest in Deutschland etablieren. „In anderen Märkten funktioniert es“, sagt Willemsen. „Eine saubere Einschätzung des Risikos ist wichtig. Im Zweifel lieber ein paar Prozent weniger als ein paar Prozent zu viel absichern.“

Während die explodierenden Strompreise dafür sorgen, dass PPAs derzeit ein Verkäufermarkt sind – „kann man diese extrem hohen Preise an den Terminmärkten für 2023, 2024 und 2025 nehmen“, sagt Kott von Axpo über eine Situation, in der drei- bis fünfjährige Baseload-Verträge sind beliebt – längerfristige Preise dürften derzeit wieder fallen.

Wenn dies der Fall ist, wird es einige Zeit dauern, bis sich der Markt so weit dreht, dass risikoaverse Betreiber von Pay-as-produced-Geschäften wegkommen müssen. Kott vermutet jedoch, dass sich der deutsche PPA-Markt wie anderswo entwickeln wird. „Wir müssen uns auch in die Richtung bewegen, dass es mehr oder vielleicht irgendwann fast ausschließlich Baseload-PPAs für Betreiber geben wird“, sagt er.

Nicht, dass Betreiber oder Energiehändler das ganze Risiko tragen müssten, fügt er hinzu. Auch industrielle Energieverbraucher können ihren Beitrag leisten. „Sie können nicht erwarten, grünen Strom für eine kleine Prämie aus superschönen Anlagen mit Zusätzlichkeit zu bekommen, ohne überhaupt ein Risiko einzugehen“, sagt Kott. Wenn sich Energieverbraucher die Finanzierung sichern, indem sie das Marktpreisrisiko einer sauberen Energieanlage übernehmen, können sie wirklich sagen, dass das Erzeugungsprojekt aufgrund ihres Engagements für erneuerbare Energien gebaut wurde – die sogenannte „Zusätzlichkeit“.

Unternehmens-PPAs

Andreas Loh, Geschäftsführer von Enovos Energie Deutschland, stimmt zu. Das PPA-Konzept von Enovos sieht vor, dass die großen industriellen Stromabnehmer die PV-Erzeugung strukturieren und die damit verbundenen Risiken übernehmen.

Früher, so Loh, hätten Industrieunternehmen PPAs auf Basis einer festen Prognose abgeschlossen, „das ändert sich nun im Zuge der Energiewende, wenn die Volatilität der Energiehandelspreise aufgrund der viel weniger planbaren Stromerzeugung aus Erneuerbaren stark zunimmt Pflanzen.“

Das Risiko, an einem bestimmten Punkt zu verkaufen oder zu kaufen, liegt jetzt beim Verbraucher, und große Unternehmen verfügen über die Marktkenntnisse und die Fähigkeit, die Lasten parallel zu den Spotmarktpreisen anzupassen. „Viele Unternehmen und Start-ups, wie Enovos selbst, entwickeln dafür mittlerweile eine Automatisierungslogik“, sagt Loh und fügt hinzu, dass dies auch zu technischen Lösungen für den Umgang mit schwankender Sonneneinstrahlung führt.

Google, ein großer Energieverbraucher, verfolge einen anderen Ansatz, erklärte Marc Oman, Leiter Energie und Infrastruktur der Suchmaschine in Europa, dem Nahen Osten und Afrika. Rede auf der diesjährigen PV-Magazin Roundtables Europe Event, Oman, sagte, Googles Ziel sei es, seine Rechenzentren nicht nur bilanziell über das Jahr mit erneuerbarer Energie zu versorgen, sondern auch den stündlichen Verbrauch zu decken.

Als Teil dieser Bemühungen unterstützt der US-Riese die Bemühungen von Firmen wie Energytag, Strom mit einem Zeitstempel zu versehen. Baseload-Verträge sind nicht Teil des Bildes, da Google der Ansicht ist, dass Generatoren keinen Graustrom von der Strombörse verwenden sollten, um eine Abkehr von Pay-as-produced-Vereinbarungen zu ermöglichen. Saubere Kraftwerke sollten stattdessen genau das liefern, was sie produzieren, wobei der Verbraucher – Google – nach Bedarf zusätzliche Erzeugungsanlagen und Speicher entwickelt.

Dieser Ansatz würde sicherlich der Preiskannibalisierung entgegenwirken, aber abweichende Stimmen sagen, dass es kostspieliger wäre, einzelne Unternehmen nur für ihren eigenen grünen Strom zeitstempeln zu lassen, als das gesamte System zu optimieren. Sie behaupten, dass Preissignale vom Strommarkt, die den Unterschied zwischen Grundlast- und Pay-as-produzierten PPAs bestimmen, ausreichen, um den Bau von Speichern und Elektrolyseuren zu motivieren, und könnten auch die dringend benötigte Flexibilität beim Energieverbrauch motivieren.

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