Das Erneuerbare-Beratungsunternehmen Pexapark aus Zürich ist überzeugt, dass die jüngsten Sprünge bei den Strompreisen die Verfügbarkeit und Preisgestaltung von Stromabnahmeverträgen (PPAs) mit einer Laufzeit von zehn Jahren und mehr auf die Probe stellen werden. Zugleich läuten die derzeitigen Marktturbulenzen die Ära der kurzfristigen PPA ein, heißt es in Pexaparks neuen Report „European PPA Market Outlook 2022„.
Das Volumen der 2021 in Europa abgeschlossenen PPA beziffert Pexapark mit 11,1 Gigawatt. Davon entfallen 6,5 Gigawatt auf Corporate-PPAs. Allein im Dezember verzeichneten die Experten 21 neue PPAs mit einem Volumen von 3,2 Gigawatt.
„Wir haben festgestellt, dass eine Zunahme der Preisabschläge für PPAs mit produktionsabhängiger Vergütung (Pay-as-Produced) eine steigende Nachfrage nach PPAs mit kürzeren Laufzeiten sowie Baseload-Verträgen ausgelöst hat“, sagt Luca Pedretti, Chief Operating Officer von Pexapark. Das bedeute nicht nur eine starke Abweichung vom typischen Risikoprofil herkömmlicher Investitionen in die Erneuerbaren, sondern habe auch Folgen für das tagtägliche Betriebsmodell der Anlage. In vielen Märkten führten Veränderungen des täglichen Strompreises und geringer als erwartet ausfallende Produktionsmengen zu Mittelabflüssen und Verlusten auf den Märkten. Die anhaltend hohe Preisvolatilität mache deutlich, dass ein aktiveres Management der Anlagenerträge erforderlich ist.
„Als Reaktion darauf schaffen Erneuerbare-Fonds und -Investoren das, was wir als die nächste Generation von Versorgungsunternehmen ansehen“, erklärt Pedretti. Diese Akteure zielten darauf ab, ähnliche Kompetenzen im Risikomanagement aufzubauen wie typische Handelshäuser. So können sie die Vorteile eines aktiven Managements ihres Preisrisikos nutzen. Pexapark erwartet, dass aktiv gemanagte Investitionen mit kurzerfristigen Stromabnahmeverträgen den bestehenden langfristigen PPA-Markt – bezogen auf das Volumen – in den Schatten stellen könnten.
Die aktuellen Trends auf dem PPA-Markt machen deutlich, dass ein aktiverer Ansatz für das Risikomanagement immer wichtiger wird, betont Pexapark. Investoren bräuchten Systeme, die sie während des gesamten Geschäftszyklus in die Lage versetzen, die Preisgestaltung, die Analyse, die Ausführung und die Überwachung des Preisrisikos zu steuern.
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: redaktion@pv-magazine.com.
Ich möchte kein aktives Management von Investitionen, wenn ich als Endkunde die Zeche zahlen muss. Die ganze Energiemarkt liberalisierung gehört in die Geschichtstonne. Strom=Energie gehört zur Daseinsvorsorge und ist hochpolitisch mit Sicherheitsrelevanz. Darum bin ich für eine gemeinwohlorientiertere Energiewelt. Alle Akteure erhalten auskömmliche, garantierte Renditen und nicht einen Millicent mehr. Das bedeutet: Grünstromproduzenten von volatilem Strom (Sonne,Wind) bekommen, wenn Sie heute ans Netz wollen, 20 Jahres PPA mit 4-5 Cent pro Kilowattunde, die – hoffentlich bald – sprießende Speicherbranche bekommt eine Speicherumlage von jeder verbrauchten Kilowattstunde von 8-10 Cent und das Netzentgelt von ca. 5-6 Cent kennt man schon. Speicher- und Netzbetrieb gehören in die Hände der Stadt-Gemeindewerke, die Übertragungsnetzbetreiber werden in eine einzige gemeinnützige GmbH mit den Stadt- und Gemeindewerken als Gesellschafter überführt und lediglich die Produzenten von grünem Strom sind private Akteure. Wobei sich neben Landeigentümern und Bürgern gerne auch die lokalen Stadt- und Gemeindewerke immer an der Betriebsgesellschaft des Solarparks oder des Windparks beteiligen sollten. Eine goldene Nase muss sich beim Betrieb von Solar- und Windpark aber keiner verdienen, sondern eine Rendite in ähnlicher Höhe, wie man sie schon heute den Netzbetreibern zusteht. Darum wird nach 20 Jahren – also nach Ablauf der ersten PPA-Periode ein erheblich niedrigerer Kilowattstundenpreis für die nächsten 20 Jahre im PPA-Vertrag stehen. usw., usw.,… Das fände ich sozial-verträglicher, zukunftsorientierter und würde die „Beute“ der Energiewende in die Kassen der öffenlichen Hand spülen. Denn die PPA-Partner der lokalen Wind- und Solarparks sollten immer die lokalen Stadt- und Gemeindewerke sein.
Herr Schnitzler, Ihrem Beitrag kann ich voll zustimmen. Vor 25 Jahren hatten wir Bauzinsen von 10% und mehr. Da hat niemanden 20 Jahre die Zinsen festgeschrieben. Jetzt in der Niedrigzinsphase macht man gestaffelte Verträge bis zur vollständigen Schuldentilgung. Warum tut man das? Man will die Sicherheit für seine Invest haben das Vorhaben auch stemmen zu können. Bei einem PPA soll das genauso funktionieren. Energie ist bei fast allen Unternehmen ein extrem wichtiger Planungsfaktor. Lieferungen ins Ausland brauchen langen Vorlauf und die Stückpreise werden vorher festgelegt. Da ist eine Unsicherheit bei den Kosten der Herstellung Gift für die Betriebe. Dasselbe gilt für Rohstoffspekulation an den Börsen. Das bremst unsere gesamte Wirtschaftsleistung massiv aus. Deswegen gilt für PPA’s: Unterschiedliche Laufzeiten zu unterschiedlichen Preisen, aber die Preise müssen dann stabil bleiben. So kann sich der Erzeuger und der Verbraucher hervorragend darauf einstellen. Da diese Solarparks sogar ohne Förderung laufen, sollte man sich da auf billige oder kostenlose Kredite für Gemeinden und Kommunen beschränken. Durch die sehr niedrigen Erzeugerpreise sind Vorschriften zu Blühstreifen und Biotopen je nach Größe des Parks ohne Subventionen machbar. Photovoltaik wird und muss ich zur schnellen, preiswerten erneuerbaren Energie entwickeln. Dazu muss auch das Genehmigungsverfahren und die Zertifizierung der Anlage innerhalb eines Jahres abgeschlossen werden können.
Ich bin schon lange der Meinung, dass das gesamte Netz in die öffentliche Hand überführt werden muss: Länder, Bunď, Gemeinden