Foto: Mark Mühlhaus/attenzione

Im Risiko

Erste PPA-Erfahrungen der Windbranche

Erste PPA-Verträge für die Zeit nach dem Ende der EEG-Vergütung werden abgeschlossen. Wer einen hohen Preis will, muss mit ins Risiko gehen.

Inhaltsverzeichnis

Katharina Wolf

Stichtag 31. Dezember 2020: Ab diesem Termin fallen die ersten Windenergieanlagen aus der EEG-Vergütung. Es verwundert also nicht, dass sich auf der diesjährigen Husum Wind zahlreiche Gespräche um das Ende der EEG-Vergütung und den Weiterbetrieb drehten. Welche Chancen hat der Windstrom, sich am Markt zu behaupten? In welcher Form kann der Strom verkauft werden?

Obwohl das Thema Weiterbetrieb nicht erst seit gestern auf der Agenda steht, scheint die Branche noch im Wartestand. Zu viele Unsicherheiten, zu viele offene Fragen und vielleicht auch Hoffnungen auf einen weiter steigenden Strompreis lassen die Betreiber zögern.

„Ein Risiko“, meint Matthias Stark vom Direktvermarkter GEWI AG. „Denn obwohl der mittlere Strompreis in Zukunft potenziell durch Abschaltung konventioneller Kraftwerke steigt, wird der Marktwert von Windstrom aufgrund der dargebotsabhängigen Einspeisungsart auf dem derzeitigen Niveau verbleiben.“ Als Beleg führt er die steigende Anzahl von Stunden mit negativen Strompreisen an: „Allein im ersten Halbjahr 2019 gab es mehr negative Strompreise als im gesamten Jahr 2018 zusammen.“

Wer seinen Strom über PPA-Verträge an Industriekunden verkaufen will, sollte nicht zu lange warten, rät Stark. „Zum einen schließen viele Indus­triekunden ihre Verträge für 2021 in diesem Jahr ab, zum anderen gibt es deutlich mehr Angebot von Windstrom als Nachfrage von Seiten der Verbraucher.“ Stark schätzt die Nachfrage mit dem aktuellen Preisniveau auf 1.000 bis 2.000 MW – dem stehen 4.500 MW Wind gegenüber, die bereits zum 1. Januar 2021 voraussichtlich aus der EEG-Vergütung fallen.

Stromlieferverträge mit Industriekunden sind interessant, weil dem Betreiber ein fixer Preis für jede eingespeiste Energiemenge selbst bei negativen Strompreisen garantiert werden kann. „Bei dieser Form der Vermarktung kann der Betreiber – anders als bei der Vermarktung an der Strombörse – die Risiken im Vertrag so klären, dass sie beherrschbar sind“, erklärt Stark.

Unternehmen wollen mehr Grünstrom

Was das Potenzial des Marktes angeht, ist man beim Energiedienstleister Baywa RE anderer Ansicht. „Das Interesse industrieller Kunden steigt rasant“, sagt Kevin Hayward, Leiter Vertrieb B2B. Viele Unternehmen hätten sich verpflichtet, mehr Grünstrom zu beziehen. „Es geht um den Preis“, nennt Hayward das aus seiner Sicht entscheidende Kriterium.

Bei der Preisgestaltung spielt die Verteilung der Marktrisiken eine große Rolle: Die Verteilung von technischen, Vorhersage- und Preisrisiken muss geklärt sein. Und hier stoßen die Interessen auf­einander: Während die Betreiber sich viel Engagement vom Direktvermarkter erhoffen, wollen viele Händler nicht gleichzeitig ins volle Risiko gehen und hohe Preise garantieren.

Die GEWI AG hat bereits erste Verträge abgeschlossen, derzeit werde auf einem „hohen Preis­niveau für die Anlagenbetreiber“ verhandelt, sagt Matthias Stark. „Damit können wir alle Risiken außer dem Windrisiko übernehmen.“ Bei Baywa RE rechnet man mit Preisen um die 40 Euro pro Megawattstunde. „Man darf nicht vergessen: PPA ist nicht gleich Marktpreis“, betont Hayward. Mit 20 Prozent Abschlag gegenüber dem Baseload müsse man rechnen.

Das könnte für viele Anlagenbetreiber nicht reichen. Die Alternative liegt darin, mehr eigene Risiken in Kauf zu nehmen, um so einen höheren Preis zu erzielen. Denn die Risiken können erheblich sein. „Was ist beispielsweise, wenn die Anlage ausfällt oder gar nicht mehr produzieren kann, der Direktvermarkter den Strom aber bereits im Terminmarkt verkauft hat?“, nennt Josef Werum, Geschäftsführer des Direktvermarkters Inpower, nur ein Problem. Je eher der Betreiber bereit sei, hier mit ins Risiko zu gehen, desto höher könne dann der Preis pro Megawattstunde je nach Marktsituation ausfallen. Denn der Betreiber könne auch von höheren Spotmarktpreisen profitieren. Eine Möglichkeit: Nur ein Teil der Strommenge wird zum Fixpreis verkauft, der Rest richtet sich über ein Sharingmodell nach dem Spotmarktpreis. Oder der Preis pro Kilowattstunde orientiert sich an einer Mischkalkulation zwischen tatsächlichem Terminmarkt- und späterem Spotmarktpreis.

BWE veröffentlicht Checkliste

In einer neuen Checkliste für Direktvermarktungsverträge hat der BWE die wichtigsten Antworten zusammengestellt und dabei auch die Vermarktung an der Strombörse und über PPA verglichen. Wann ist der richtige Zeitpunkt für den Vertragsabschluss? Was genau ist eigentlich der Vertragsgegenstand? Sichert der Betreiber dem Direktvermarkter eine feste Strommenge zu oder geht es um ein Pay-as-produced, bei dem der Anlagenbetreiber nur den Strom liefern muss, den die Anlage auch technisch in der Lage ist zu produzieren?

„Etwas anderes als pay-as-produced ist für Windparkbetreiber kaum möglich“, sagt Martin Greschik. Der Leiter der Betriebsführung beim Projektentwickler Windwärts hat gerade für ein erstes Projekt ein Industrie-PPA abschließen können. Das Projekt Laatzen mit fünf Enercon E 40 und 2,5 MW Gesamtleistung soll nach dem Ende der EEG-Vergütung weiterlaufen. Für drei Jahre ist der Stromverkauf gesichert. „Der Markt hat sich gut entwickelt. Wir bekommen mehr als bei den PPAs, die vor einem halben Jahr abgeschlossen wurden“, so Greschik.

Weitere Punkte, die zwischen Betreiber und Direktvermarkter aus Sicht des BWE unbedingt geklärt werden sollten, sind: Was passiert bei negativen Strompreisen? Sind Pönalen im Vertrag aufgenommen, falls der Anlagenbetreiber nicht liefern kann?

„Anlagen­betreiber sollten nur Risiken übernehmen, die sie auch überblicken können“, betont Matthias Stark von GEWI. „Die potenziellen Übernahmen von Preisrisiken durch den Anlagenbetreiber, zum Beispiel schwankende Vergütungssätze basierend auf dem Markt oder Ausfall der Vergütung bei negativen Strom­preisen, sollten gut überlegt sein.“ Auch der BWE warnt: „Pönalen sind grundsätzlich auszuschließen“, heißt es in der Checkliste. Denn diese seien zumeist an Faktoren geknüpft, die der Anlagenbetreiber keiner fundierten Risikobewertung unterziehen könne – etwa die Häufigkeit negativer Strompreise oder die Höhe von Ausgleichsenergiekosten.

Noch also ist viel in Bewegung in den Verträgen für den Stromverkauf nach dem EEG-Ende. Windwärts-Betriebsführer Martin Greschik vergleicht die Situation mit der Einführung der Direktvermarktung: „Jetzt dauern die Verhandlungen noch länger, weil sich Vertragsstandards noch nicht etabliert haben. Aber es wird ein Massengeschäft mit Standardverträgen werden. Dann wird es so einfach wie heute der Wechsel des Direktvermarkters.“

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