Axpo-Experte zu Risiken durch Solarstrom-Kannibalisierung und bei Baseload-PPAs

pv magazine: Der PPA-Markt für Photovoltaik-Anlagen hat sich in Deutschland in den letzten drei, vier Jahren schnell entwickelt. Wie läuft angesichts der sehr hohen Strompreise?

Thomas Kott (Foto): Es gibt weiterhin sehr viele Projekte in der Pipeline. Diese werden natürlich durch die hohen Strompreise im Terminmarkt befeuert. An diesen orientieren sich die PPA-Preise. Die hohen Preise sind ein zusätzlicher Boost für die Projektierer, die nach einer Absicherung durch einen PPA suchen.

Es ist im Moment ja ein Verkäufermarkt, oder?

Ja, ich würde sagen, es ist im Moment ein Verkäufermarkt. Projekte haben eigentlich kein Problem, PPAs abzuschließen. Man sollte allerdings nicht vergessen, dass sich in den letzten Monaten auch die Kosten für die Investoren erhöht haben. Die Finanzierungskosten sind mit höheren Zinsen gestiegen. Auch Module, die aus Asien kommen, sind teurer geworden. Trotzdem sind PPA-Projekte durch die hohen Terminmarktkosten sehr attraktiv und attraktiver als noch vor zwei Jahren zum Beispiel.

Werden die Anlagen, für die Sie PPA abschließen, in der Regel mit der Absicherung über Ausschreibungen geplant oder außerhalb der Ausschreibung?

Tatsächlich beides. Der PPA-Preis ist im Schnitt um einiges attraktiver ist als der Ausschreibungserlös. Mit einem positiven EEG-Zuschlag bei der Ausschreibung lohnt es sich, jetzt erstmal per PPA zu verkaufen.

Wie hängt der PPA-Preis mit der Laufzeit zusammen und können Sie das quantifizieren?

Bei längerfristigen PPAs muss man wegen der Kannibalisierung natürlich einen Abschlag in Kauf nehmen. Wie viel ist schwer pauschal zu beantworten. Vielleicht ist der PPA-Preis doppelt so hoch für die kurzfristigen Verträge, die ein bis drei Jahre laufen. Dann kann man diese extrem hohen Preise der Jahre 2023, 2024 und 2025 mitnehmen. Danach geht die Preiskurve im Terminmarkt ziemlich rapide nach unten.

Erwartet man, dass es dann wieder mehr Gas geben wird?

Dass man mehr Gas hat, weil es in Zukunft auf anderem Wege nach Europa kommt, und dass Gas substituiert wird. Es liegt zum Teil auch daran, dass es für die hinteren Jahre weniger Käufer und mehr Verkäufer gibt. Die Käufer, die Stadtwerke und die Industrie, decken sich eher kurzfristig für die nächsten ein bis drei Jahre ein. Auch die Prognose, wie viel sie weiter in der Zukunft verbrauchen werden, ist schwieriger. Das passt also zusammen.

Müssen Sie nicht auch politische Risiken berücksichtigen, wenn sie PPAs abschließen? Es wird ja politisch diskutiert, den Strompreis vom Gaspreis zu entkoppeln. Dann wäre der Solarstrom in Zukunft weniger wert?

Ja, es besteht ein Risiko, dass so etwas geschehen könnte: Es gibt aktuell Diskussionen in der Politik über mögliche Änderung des Strommarktdesigns, Stichwort „Merit-Order“. Wenn ein politischer Eingriff die Erlöse von Solarstrom benachteiligen sollte, wäre das ein fatales Signal für Investoren und hätte potentiell Auswirkungen auf den weiteren Ausbau der Solarenergie.

Trend Baseload-PPA?

Bei unseren pv magazine Roundtables Europe im Juni haben wir auch über PPAs diskutiert. Axpo war als Hauptsponsor beteiligt. Dort herrschte die Einschätzung vor, dass es eine Entwicklung von den heutigen Pay-as-Produced-PPA zu Baseload-PPA gibt. Das bedeutet, dass Solarstrom-Produzenten nicht mehr nur verkaufen können, wenn die Sonne scheint, sondern kontinuierliche Leistung verkaufen und dafür auf dem Strommarkt handeln müssen. In nordischen Ländern bei Windkraft-PPA sei das schon lange so. In Spanien komme das Modell auch bei Photovoltaik-PPA immer mehr. In Deutschland hat Axpo solch einen Baseload-Vertrag für das Solarkraftwerk Büttel mit Enerparc geschlossen. Sehen Sie darin einen Trend?

Diese Trendwende sehen wir noch nicht jetzt. Ich vermute jedoch, dass sich der deutsche PPA-Markt ähnlich wie andere PPA-Märkte in der Vergangenheit entwickeln wird, wie zum Beispiel die nordischen Märkte. Wir werden auch in diese Richtung gehen müssen, dass es für Betreiber vermehrt oder irgendwann vielleicht fast nur noch Baseload-PPA geben wird.

Wir werden auch in diese Richtung gehen müssen, dass es für Betreiber vermehrt oder irgendwann vielleicht fast nur noch Baseload-PPA geben wird.

Dann müssen Betreiber zum Beispiel nachts und im Winter Strom zukaufen und im Sommer tagsüber verkaufen. Damit müssen Sie das Risiko tragen, dass sich die entsprechenden Strompreise nicht sicher vorhersagen lassen. Warum gehen die Märkte in diese Richtung?

Auch die großen kreditwürdigen Abnehmer müssen die Risiken einpreisen, wenn sie einen Pay-as-Produced-PPA abschließen, und Risikokapital vorhalten. Zehn Jahre trägt man solch ein mit einem PPA assoziiertes Marktpreisrisiko in seinen Büchern. Irgendwann wird auch ein großer Offtaker wie eine Axpo oder ein anderer kreditwürdiger Abnehmer sagen: Jetzt habe ich genug von den Pay-as-Produced-Risiken, jetzt mache ich nur noch Baseload. Dann werden die Betreiber, die Investoren und Projektierer mehr oder weniger keine andere Wahl haben, als darauf einzugehen. Oder sie gehen in die zweite oder dritte Liga der Offtaker, die vielleicht nicht ganz so kreditwürdig und professionell sind, die aber noch nicht in der ersten und zweiten Welle so viele PPAs abgeschlossen haben, so dass sie noch pay-as-produced akzeptieren.

Betreiber sind in der Regel keine Stromhändler. Kann man die Strukturierung von Pay-as-produced-Erzeugung zu Baseload-Lieferung, das entsprechende Ein- und Verkaufen von Strom, als Dienstleistung einkaufen?

Diese Ein- und Verkaufen können sie sicherlich bei einem Direktvermarkter als Dienstleistung einkaufen oder auch direkt bei der Axpo. Das heißt, Axpo schließt einen Baseload-PPA-Vertrag ab. Jegliche Über- und Unterspeisung kann die Axpo dann für den Betreiber glattstellen und in Rechnung stellen.

Mit dem Risiko leben lernen

Die Handhabung kann man einkaufen. Aber das heißt, wenn man den Service einkauft, hat man noch nicht das Preisrisiko verkauft?

Richtig.

Dann liegt es bei der Projektgesellschaft. Gibt es Anbieter, denen man das Preisrisiko verkaufen kann?

Es gibt einige wenige Anbieter, die das Risiko übernehmen. Aber das ist nicht der typische Fall. Normalerweise muss die Projektgesellschaft das Risiko selbst tragen.

Haben Sie die Tipps, wie eine Projektgesellschaft so ein Risiko tragen kann?

Es gibt leider nicht die Faustformel, die sagt, man muss 5 Euro oder 10 Euro pro Megawattstunde einpreisen. Dann wäre das simpel. Aber so ist es leider nicht.

Auch Sie als Baseload-Abnehmer wollen sicherstellen, dass Sie nicht einen Lieferanten haben, der irgendwann Pleite geht. Sie müssen prüfen, dass die Projektgesellschaft das kann.

Korrekt, das ist der Knackpunkt. Wir prüfen die Finanzplanung der Projektgesellschaft ganz genau und ob sie das Risiko tragen kann. In dem Fall in Büttel mit Enerparc, wo wir den Baseload-PPA abgeschlossen haben, gehört die Projektgesellschaft einem sehr starken Unternehmen und es gibt gewisse Konstrukte, die uns sicher glauben lassen, dass die Projektgesellschaft das tragen kann. Außerdem wird dieses Projekt mit einer Batterie im Rahmen der Innovationsausschreibungen gebaut und betrieben. Mit ihr kann man das Profil ein bisschen glätten. Die Projekte mit den älteren Innovationsausschreibungen bekommen relativ hohe Vergütungen. Die stehen also sehr gut da. Kapital und Erlöse reichen dort also aus.

In Büttel übernimmt ja die Enerparc-Handelstochter Sunnic Lighthouse die Marktpreisrisiken. Ich weiß ja nicht, ob das verallgemeinerbar ist.  Wenn wir die Energiewende voranbringen wollen und selbst so große Unternehmen wie Axpo nicht alle diese Risiken schultern können. Werden wir irgendwann ein Problem bei der Energiewende haben, weil niemand die Risiken übernehmen will?

Das könnte passieren und ist nicht unwahrscheinlich. Diese Risiken werden ja nicht kleiner, sondern eher größer. Je mehr Erneuerbare im Markt sind, desto größer sind diese Kannibalisierungsrisiken. Wenn wir im Jahre 2030 die doppelte installierte Leistung oder noch mehr an Photovoltaik haben werden als heute, dann wird die Kannibalisierung sicherlich um einiges größer sein und die Peak-Preise im Sommer um einiges niedriger als die Off-Peak oder Baseload-Preise, die auch den Winter und die Nacht abdecken. Deswegen muss man schauen, wie man die Risiken aufteilt. Energiehändler und Offtaker tragen viele von diesen Risiken, sicherlich auch die Projekte selbst mit den finanzierenden Banken. Auf der anderen Seite auch die Bezieher und industriellen Verbraucher von Grünstrom. Auch die können sich nicht darauf verlassen, dass sie für einen kleinen Aufschlag Grünstrom bekommen aus supertollen Anlagen und mit Additionality, ohne überhaupt irgendein Risiko zu nehmen. Auch diese werden gewisse Risiken nehmen müssen.

Dann können die Abnehmer sagen: Das Projekt ist wegen mir, wegen meinem Verbrauch und Einsatz gebaut worden.

Was heißt Additionality?

Dass die PPA-Abnehmer sagen können, dass sie ein Projekt unterstützen, indem sie sich committen für eine gewisse Laufzeit, sagen wir zehn Jahre, zu einem fixen Preis den Strom abzunehmen, und dass sie damit sicherstellen, dass das Projekt gebaut werden kann, weil es dann einen fixen Abnahmevertrag nach klar definierten Regeln gibt. Das stellt die Finanzierung dieser Projekte sicher. Dann können die Abnehmer sagen: Das Projekt ist wegen mir, wegen meinem Verbrauch und Einsatz gebaut worden.

Geschieht das bei den Corporate-PPAs schon so?

Das entwickelt sich aktuell. Wir haben auch vor einiger Zeit mit einer Firma ein Corporate PPA abgeschlossen, das in diese Richtung ging. Wir sehen, dass die Unternehmen sich dorthin entwickeln. Es wäre eine wichtige Rolle, die diese Unternehmen übernehmen, wenn sie einen Pay-as-Forecasted-PPA als Teil ihrer Versorgung abschließen. Dann übernehmen sie das Marktpreisrisiko. Die Abwicklung, auch der Ausgleichsenergie, kann ein Zwischenhändler und Dienstleister wie Axpo übernehmen. Wir bedienen beide Welten und sind sowohl auf der Upstream-, der Produzenten-Seite unterwegs als auch als Versorger bei Abnehmern. Dadurch haben wir die Absicherungsmöglichkeit, aus den PPAs Grünstrom-Produkte zum Beispiel für unsere Industriekunden zu erzeugen und damit zum Teil Risiken zu reduzieren. Das ist ein Vorteil gegenüber einem klassischen Offtaker, der alle Strommengen am Terminmarkt im Baseload absichern muss..

Wieso lässt sich das Risiko so reduzieren?

Die großen Verbraucher, die sehr viel Strom konsumieren, sind zum Teil bereit, das Pay-as-Produced- oder Pay-as-Forecasted-Risiko zu übernehmen, da die Fluktuationen im Vergleich zum gesamten Volumen, das sie beziehen, gering ist. Oder es kann sein, dass das Produktionsprofil einer Solaranlage recht gut zu ihrem Verbrauchsprofil passt, wenn sie zum Beispiel keinen Nachtschichtbetrieb haben und nachts keine großen Strommengen brauchen.

Ihre Kunden benötigen ja in der Regel auch nicht genau Baseload. Warum ist es eigentlich für Sie günstiger, wenn sie Baseload einkaufen?

Wenn man einen Baseload-PPA-Vertrag mit einem Produzenten abschließt, dann kann man den im Terminmarkt mit klassischen Händlern auch mit Baseload-Produkten hedgen. Dann muss man diesen Aufwand nicht betreiben, Industriekunden das im Profil irgendwie zu verkaufen. Es ist einfach simpler und schneller absicherbar.

Hedgen bedeutet die Absicherung des Marktpreisrisikos. Wenn ich heute einen PPA abschließe und die Verpflichtung eingehe, dass ich für die nächsten zehn Jahre den Solarstrom zu einem Preis X Euro pro Megawattstunde abnehme, dann muss ich die Verpflichtung auch irgendwie absichern.

In einfachen Worten, was bedeutet hedgen?

Hedgen bedeutet die Absicherung des Marktpreisrisikos. Wenn ich heute einen PPA abschließe und die Verpflichtung eingehe, dass ich für die nächsten zehn Jahre den Solarstrom zu einem Preis X Euro pro Megawattstunde abnehme, dann muss ich die Verpflichtung auch irgendwie absichern. Denn ich weiß ja nicht, wenn ich das alles auf dem Spotmarkt verkaufen muss, was der Strompreis in Zukunft sein wird. Also möchte ich diese Mengen zu heutigen Terminmarktpreisen verkaufen oder heute schon mit einem industriellen Abnehmer zu einem Fixpreis diese Mengen absichern. Das muss geschehen, denn sonst wäre es ein Harakiri-Geschäft. Das würde kein professioneller Offtaker machen.

Vorteile für Baseload-Verkäufer

Man kann das Ganze ja auch mal umgekehrt betrachten, als Chance und nicht als Risiko. Wie groß ist für Betreiber der Preisvorteil, wenn sie Baseload statt Pay-as-Produced verkaufen?

Über unsere aktuellen Preisangebote kann ich natürlich jetzt nichts sagen. Aktuell würde man sagen, dass die PPA oder die Solarprofile an der Börse etwa zehn Prozent unter einem Baseload-Profil sind.  Die Abschläge steigen mit der Laufzeit, weil wir davon ausgehen, dass es zum Photovoltaik-Ausbau kommt und deswegen das Kannibalisierungsrisiko steigt. Wir gehen vermutlich Richtung 65 bis 70 Prozent in den nächsten fünf bis zehn Jahren. Es geht also extrem rapide runter. Hinter solch einer Rechnung stehen Fundamentalmodelle, die berücksichtigen, was für konventionelle Kraftwerke noch bestehen bleiben, welche Anschlüsse zu anderen Ländern vorhanden sein werden, wie die Marktlage dort aussehen wird, und wie groß der Anteil der Erneuerbaren ist. Basierend auf diesen Annahmen erzeugt man die Kannibalisierungskurve, die wir bei Axpo benutzen und regelmäßig validieren.

Haben Sie noch weitere Baseload-PPAs in der Pipeline in Deutschland?

Einige wenige. Die Mehrheit sind wirklich immer noch Pay-as-Produced-Verträge. Am Ende ist nicht nur der Preis entscheidend, damit wir und die Betreiber einen Vertrag abschließen können. Sondern andere Dinge sind auch entscheidend. Etwa wie ist der Vertrag gestrickt? Gibt es schon einen Standardvertrag bei der Axpo? Ist die Bank glücklich und zufrieden und segnet den Vertrag ab oder hat sie 20 Kritikpunkte und der Vertrag muss komplett überarbeitet werden, weil die Bank damit nicht einverstanden ist? Wie ist die Kreditwürdigkeit des Offtakers? Wie ist die Professionalität des Offtakers?

Das ist ja am Schluss auch der Grund, warum eben PPA-Märkte reifer werden und anderer PPA-Märkte vielleicht schon reifer sind, weil sich diese Strukturen entwickeln müssen, zum Beispiel mit Standardverträgen, richtig?

Das ist richtig. Ich glaube, wir sind auf einem guten Wege. Wir sehen das im Post-EEG-Markt. Die Windpark-Betreiber sind ins kalte Wasser geschmissen worden. In so einer Situation lernt man besser schwimmen, als wenn man sagt: Ich gehe mal nächste Woche vielleicht ins Schwimmbad, und verschiebe es dann jede Woche. Also haben sie sich mit PPA beschäftigt und gelernt, wie er funktioniert und was Risikoabschläge überhaupt sind und so weiter.

Die dürften jetzt auch noch gelernt haben, dass sie ohne die relativ niedrigen PPAs jetzt viel mehr am Spotmarkt verdient hätten.

In der Regel haben die Betreiber ja nicht für fünf oder zehn Jahre abgeschlossen für ihre Windmühlen, sondern vielleicht für ein Jahr. Und wenn sie vielleicht dieses Jahr die hohen Spotpreise nicht mitgenommen haben, ist das zwar  ärgerlich, aber jetzt können sie gute Verträge für 2023 oder 2024 abschließen. Man muss aber betonen, dass diese Preisentwickung – das heißt Spotpreise höher als Terminmarkpreise – nicht immer so eintritt und dieses Jahr sehr außergewöhnlich ist. Generell kann man aber schon sagen, dass ein PPA risikoreduzierend ist und für einen stabileren, planbaren Erlös sorgt, der die Rentabilität einer Solaranlage gewährleistet.

Das Interview wurde im August 2022 geführt.

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