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05 | 2019

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EnergieForum 1,4-MW-Photovoltaik-Anlage „Raycap“ in Drama, Griechenland. Björn Broda über PPA als Alternative zu gesetzlich festgelegten Einspeisetarifen Was kommt nach dem EEG? ERNEUERBARE ENERGIEN | Vielerorts diskutieren Betreiber und Investoren die Frage „Was kommt nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)?“ – und meinen damit den Zeitraum nach der 20-jährigen Vergütungszeit mit festen Einspeisetarifen. Doch in vielen Ländern gibt es gar keine gesetzlich geregelten Vergütungssätze – Investoren müssen bereits ab der ersten Kilowattstunde einen Abnehmer für ihren Ökostrom vorweisen. Björn Broda, Bereichsleiter Corporate Strategy, Communications & Public Affairs bei der Juwi-Gruppe, erklärt, warum sogenannte Power-Purchase-Agreements (PPA) auch als Perspektive für den deutschen Energiemarkt gelten. Herr Broda, in welchen Märkten haben sich PPA-Systeme gegenüber EEG-Systemen durchgesetzt? Die wesentlichen PPA-Märkte für erneuerbare Energien liegen bisher vor allem in den USA sowie in Australien. Doch auch in Europa ist eine zunehmende Markt - dynamik zu erkennen. Dies gilt für Windenergie vor allem für die nordischen Märkte, Großbritannien, die Niederlande oder Italien. Im Bereich Photovoltaik sorgt vor allem Spanien derzeit für Schlagzeilen mit Mega-Solarparks, die auf Basis von PPA finanziert werden. Björn Broda, Bereichsleiter Corporate Strategy, Com - munications & Public Affairs bei der Juwi-Gruppe: „Die wesentlichen PPA-Märkte für erneuerbare Energien liegen bisher vor allem in den USA sowie in Australien. Doch auch in Europa ist eine zunehmende Marktdynamik zu erkennen.“ Sind PPA-Systeme denn die besseren Vergütungsregelungen? Ob man sagen kann, dass PPA-Systeme grundsätzlich überlegen sind, ist nicht leicht zu beantworten. Richtig ist, dass in Europa die Energieerzeugung aus Wind und Sonne zunehmend wettbewerbsfähig und damit unabhängiger von Fördermechanismen wie dem EEG werden. Richtig ist aber auch, dass PPA-Strukturen in anderen Märkten teilweise auch noch durch Steuer- oder Finanzierungsvorteile oder Grünstromquoten gestützt werden. Warum gewinnen PPA in Europa trotzdem an Bedeutung? Hierfür gibt es verschiedene Gründe. Der wichtigste ist sicherlich, dass die Stromgestehungskosten für Wind und Solar mittlerweile soweit gesunken sind, dass beide Technologien gegenüber konventionell erzeugtem Strom wettbewerbsfähig werden. Dies gilt vor allem für Märkte mit vergleichsweise hohen Strompreisen wie in Südeuropa. Insbesondere dann, wenn es keine Ausschreibungsmechanismen in diesen Märkten gibt, sind Projektentwickler und Investoren auf alternative Vermarktungsmodelle angewiesen, mithilfe derer sich ein Projekt finanzieren lässt. Dieser Bedarf trifft auf finanzierungsbereite Banken und eine zunehmende Nachfrage nach grünem Strom von Energieversorgern und -händlern sowie energieintensiven Unternehmen. Zu letzteren zählen insbesondere Unternehmen aus dem IT-Sektor oder der Schwerindustrie. Wer setzt außerdem auf PPA? Auch für kundenorientierte Branchen wie Automobilhersteller und Konsumgüterunternehmen gewinnt der CO 2 -Abdruck an Bedeutung. Die Abnehmer des Grünstroms binden sich mit dem Liefervertrag mittel- bis langfristig und sichern sich damit auch gegen steigende Stromund CO 2 -Preise ab. In Deutschland sind die Vorreiter bei PPA aber nicht die Neuanlagen, sondern alte Windanlagen, die aus der Förderung fallen. Solange die 38 BWK Bd. 71 (2019) Nr. 5

EnergieForum Standsicherheit besteht, können sie mithilfe eines PPA mitunter noch ein paar Jahre weiterbetrieben werden, bis die Kosten für Wartung und Instandsetzung die Markterlöse übersteigen. Welche Erfahrungen hat juwi als weltweit agierendes Unternehmen bereits mit PPA gemacht? Juwi kann zwei Trümpfe ausspielen. Zum einen sind wir frühzeitig international aktiv geworden und können so von den Erfahrungen der Kollegen in unseren Niederlassungen in den USA, Australien oder Südafrika profitieren. Zum anderen haben wir mit unserer Muttergesellschaft, der MVV Energie AG, einen Partner mit langjähriger Erfahrung in der Stromvermarktung. Hier zeigen sich die Stärken in der Kombination aus Projektentwickler und Energieunternehmen. „Zu allererst muss ein langfristiger Stromabnehmer gefunden werden“ Was sind die konkreten Herausforderungen beim Abschluss von PPA bei Neuanlagen? Der entscheidende Paradigmenwechsel für alle Beteiligten eines PPA-Projekts besteht darin, dass sich das Chancen-Risikoprofil an mehreren Stellen verändert und individuell vertraglich geregelt werden muss. So muss vertrieblich zu allererst ein langfristiger Stromabnehmer gefunden werden, dessen Bonitätsrisiko bei der Finanzierung bewertet werden muss. Zweitens gewinnt die langfristige Sichtweise auf den Strommarkt an Bedeutung, die über den Zeitraum hinausgeht, der mittels sogenannten Forward-Kontrakten abgesichert werden kann. Es kommt dann auf den einzelnen Vertrag an, welcher Anteil der resultierenden Preisrisiken durch Ein Power Purchase Agreement (PPA) ... Der Windpark Linnich. Indexierung, Caps oder Floors beim Erzeuger und welcher beim Abnehmer liegt. ... bezeichnet einen individuell gestaltbaren Stromliefervertrag zwischen einem (erneuerbaren) Stromerzeuger und einem Abnehmer. Ein PPA enthält vor allem Regelungen zu den Vertragsparteien, Preisbildung, Mengen, Dauer, Sicherheiten, Vertragsanpassungen und Herkunftsnachweisen. In Abwesenheit einer festen Einspeisevergütung bildet es die Basis der Finan - zierung und des Betriebs eines Erneuerbare-Energien-Projektes. Je nachdem, ob der Strom physisch geliefert wird oder lediglich eine finanzielle Absicherung an der Strombörse erfolgt, werden financial PPA und physical PPA unterschieden. Der Abnehmer kann ein Industriebeziehungsweise Gewerbekunde sein (corporate PPA) oder ein Energieunternehmen beziehungsweise -händler (utility PPA). Der Strom kann über eine Direktleitung (directwire PPA) oder über das öffentliche Netz (sleeved PPA) geliefert werden. Gibt es weitere Risiken? Zusätzlich stellt sich die Frage, ob der Abnehmer des erzeugten Stroms die Strommenge so abnimmt, wie es Sonne, Wind und gegebenenfalls erforderliche Abregelungen jeweils zu lassen, oder ob eine bestimmte Menge garantiert wird. Die Volatilität führt zu zusätzlichen Mengenrisiken und dem Erfordernis zur Beschaffung von Ausgleichsenergie oder aber auch zu Chancen bei Mehrproduktion. Aus Sicht der finanzierenden Bank führen zunehmende Risiken zu Zinsaufschlägen oder höheren Eigenkapitalanforderungen. Gleiches gilt für die Renditeanforderung der Investoren, wenn sie im Gegensatz zum EEG-System zusätzliche Risiken tragen müssen. Die Risiken müssen in einem PPA abgebildet sein, der aber auch für den Abnehmer noch vorteilhaft ist. Das ist keine einfache Übung! Sind PPA ein künftiges Modell auch für Deutschland? Im Bereich der Finanzierung von Neuanlagen wird die Vorteilhaftigkeit von PPA vor allem durch die Entwicklung der EEG-Ausschreibungsmengen und -zuschlagspreise sowie das Strompreisniveau beeinflusst. Diese Faktoren bremsen für den deutschen Markt derzeit noch die stärkere Verbreitung von PPA. Die Preisentwicklung spricht hier bei Neuprojekten zurzeit eher für PPA im Solarbereich. Politische Eingriffe wie ein konsequenter und schneller Kohleausstieg können die Spielregeln aber schnell ändern. In Deutschland fehlen daher bislang für die PPA-Finanzierung vor allem noch ausreichend Referenzprojekte, und damit steht der breite Praxistest für die Banken- be ziehungsweise Projektfinanzierung noch aus. Entsprechend haben sich auch noch keine Vertragsstandards herausgebildet, die die Finanzierung vereinfachen würden. Bilder (3): Juwi BWK Bd. 71 (2019) Nr. 5 39

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