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Wie die Erneuerbaren sich vom Staat abnabeln
Power Purchase Agreements: Langfristige Lieferverträge sollen Wind- und Solarstrom auch ohne Einspeisevergütung profitabel machen

In anderen Ländern bilden sie längst das finanzielle Rückgrat der Energiewende: Power Purchase Agreements, kurz: PPA, deutsch: Stromkaufvereinbarungen. Im Prinzip handelt es sich um nichts anderes als – zumeist langfristige – Lieferverträge zwischen Stromerzeugern und -abnehmern. So wird etwa vereinbart, dass der Verbraucher den gesamten Strom, oder zumindest einen großen Teil davon, aus einer bestimmten Anlage zu einem fest vereinbarten Preis abnimmt. Die Laufzeit ist unterschiedlich lang, bei Neuanlagen sind 15 Jahre üblich.

Solche Verträge geben beiden Seiten Planungssicherheit: Die Stromverbraucher auf der einen Seite sind nicht den schwankenden Börsenpreisen ausgeliefert. Die Erzeuger auf der anderen Seite wissen im Vorhinein, dass sie nicht auf ihrem Strom beziehungsweise ihrer Erzeugungskapazität „sitzenbleiben“. Dies sichert nicht nur Umsatz, es senkt auch die Kapitalkosten der Betreiber: Ähnlich wie ein fester Arbeitsvertrag bei einem privaten Immobilienkredit gelten PPAs bei Banken und anderen Gläubigern als Sicherheit: Denn je sicherer es ist, dass ein Kreditnehmer seine Raten pünktlich bezahlt, desto niedriger werden die Zinsen angesetzt.

Große Bedeutung für Wind- und Sonnenstrom

PPAs sind zwar nicht neu und werden in ähnlicher Weise auch zur Finanzierung konventioneller Kraftwerke eingesetzt. Beim Bau von Wind- oder Solarparks sind sie allerdings besonders wichtig.

Dies hat zwei Gründe: Zum einen beinhaltet der Strom aus diesen Quellen so gut wie keine Stückkosten. Das heißt: Die Betriebskosten sind nahezu unabhängig von der Auslastung. Die Anlagen kosten immer gleich viel – egal, wie viel Strom sie produzieren. Anders als bei Kraftwerken, die Brennstoff benötigen, ist also jede erzeugte Kilowattstunden Strom gewinnbringend – oder zumindest verlustschmälernd. Sie sind damit weitgehend unabhängig von Rohstoffpreisen. Die Kosten können also sehr gut prognostiziert und beim Aushandeln einer PPA kalkuliert werden.

Andererseits sind Wind- und Solarparks auf das Wetter angewiesen. Sie können also nicht auf Kommando Strom produzieren – und schon gar nicht dann, wenn es besonders lukrativ wäre. Denn je höher der Anteil der Erneuerbaren am Strommix ist, umso schneller sinkt der Strompreis in Zeiten, in denen der Wind bläst oder die Sonne scheint. Denn dann produziert ja auch die Konkurrenz auf Hochtouren, sodass ein latentes Überangebot entsteht, das die kurzfristigen Börsenpreise drückt.

Power Purchase Agreements erlauben Ökostrom ohne Subventionen

Die Kombination aus gut kalkulierbaren Kosten und einem festen Abnahmereis ergibt über den langen Zeitraum – über den sich die Wetter- und damit die Produktionsschwankungen ausgleichen – ein sehr gut kalkulierbares Risiko.

Daher machen PPAs Investitionen in Windkraft- oder Solaranlagen auch ohne staatliche Förderung attraktiv. Beispielhaft dafür ist der Solarpark „Don Rodrigo“, den die BayWa r.e. in Südspanien entwickelt und gebaut hat. Den endgültigen Startschuss verkündeten die Bayern im April 2018, nachdem sie einen PPA über 15 Jahre geschlossen hatten: Der norwegische Energiekonzern Statkraft wird die jährlich rund 300 Gigawattstunden Strom abnehmen, um etwa 93.000 Haushalte im Großraum Sevilla zu versorgen. Ende 2018 meldete die BayWa r.e. die Fertigstellung der Anlage mit rund 500.000 Photovoltaikmodulen. Anfang Juni will BayWa r.e. nun den ersten Solarpark in Deutschland bauen, der ohne staatliche Förderung auskommt. Auch hier soll ein PPA die Finanzierung sichern.

Physische und virtuelle Power Purchase Agreements

Physisches Power Purchase Agreement

PPAs gibt es in mehreren Varianten. Grob lassen sie sich in physische und virtuelle (auch synthetische) PPAs unterscheiden. Bei physischen PPAs verbraucht der Abnehmer tatsächlich den Strom des Lieferanten. Entweder liegt dabei die Erzeugungsanlage auf dem Betriebsgelände des Verbrauchers oder zumindest so nah, dass der Strom nicht über das öffentliche Netz, sondern durch eine eigene Leitung fließt. Dadurch spart man die ansonsten fälligen Netzentgelte und Gebühren.

Oder die Energie fließt zwar über öffentliche Stromnetze. Erzeuger und Verbraucher vereinbaren aber eine direkte bilanzielle Abnahme. Das heißt: Der Verbraucher entnimmt die vom Erzeuger eingespeiste Energiemenge. Ein solcher „Bilanzkreis“ wird im Viertelstundentakt gemessen. Der Vorteil liegt auf der Hand: So kann ein Betrieb in Alpennähe via PPA Strom aus einem Windpark in der Nordsee beziehen.

Virtuelles/synthetisches Power Purchase Agreement

Wenn die Partner Einspeisung und Verbrauch voneinander entkoppeln wollen, schließen sie ein virtuelles oder synthetisches PPA. Hierbei handelt es sich letztlich um ein reines Finanzprodukt: Der Erzeuger verkauft seinen Strom über die Börse und der Verbraucher bezieht seinen Strom vom örtlichen Energielieferanten. Erzielt der Erzeuger einen Preis, der unterhalb dessen liegt, was im PPA vereinbart worden ist, erstattet ihm der Abnehmer die Differenz. Und umgekehrt erstattet der Erzeuger dem Verbraucher den Unterschied, wenn der mehr bezahlen muss als im PPA vereinbart.

Genau wie bei physischen können auch bei virtuellen PPAs Ökostrom-Zertifikate meist vom Erzeuger auf den Verbraucher übertragen werden. Abhängig vom regulatorischen Rahmen der jeweiligen Staaten können Stromverbraucher so ihre CO2-Bilanz verbessern.

PPA-Boom in Deutschland nach 20 Jahren EEG

In Deutschland spielen PPAs bisher eine untergeordnete Rolle, weil die Einnahmen der Investoren durch die Einspeisevergütung aus dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ohnehin für die ersten 20 Betriebsjahre gesichert sind. Allerdings haben die ersten Wind- und Solarparks diese 20 Jahre bald hinter sich, denn das EEG trat im März 2000 in Kraft.

Experten erwarten deshalb ab dem Jahr 2020 einen regelrechten PPA-Boom – vor allem bei Windrädern. Denn die Betreiber werden nach den ersten 20 Jahren im Großen und Ganzen zwei Möglichkeiten haben: Im Optimalfall erlaubt es die aktuelle Baunutzungsverordnung (BauNVO), am selben Standort eine neue, leistungsfähigere Anlage zu errichten. Das würde nicht nur die Energiewende vorantreiben, sondern auch den Betreibern EEG-Umlagen auf weitere 20 Jahre sichern, vorausgesetzt sie haben erfolgreich an einem Ausschreibungsverfahren erfolgreich teilgenommen.

Prognosen zufolge eignen sich jedoch zwei Drittel der heutigen Standorte nicht für ein solches „Repowering“, weil beispielsweise die alten Anlagen nach heutiger Genehmigungspraxis zu dicht an Wohnhäusern liegen. Damit bestehende Anlagen weiterhin profitabel Strom erzeugen können, dürften sich die Betreiber nach PPA-Partnern umsehen. Für viele dürfte das eine Voraussetzung für eine Anschlussfinanzierung sein. In jedem Fall hätten sie Planungssicherheit, um die Wartungskosten zu decken.

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