Power Purchase Agreements (PPAs): Vorteile, Begriffe & Vertragsarten

• Ab 2020 fallen die EEG-Anlagen der ersten Stunde aus dem Förderregime des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). Das bedeutet, dass Windkraft- und Solaranlagen aber auch z. B. Biogasanlagen oder Altholzkraftwerke eine Einnahmequelle verlieren und stillgelegt werden, das sich der Betrieb nicht mehr lohnt.
• Durch das Abschalten älterer Windparks droht laut Energy Brainpool in Deutschland ab 2021 ein zusätzlicher CO2-Ausstoß von mindestens 2,2 Millionen Tonnen jährlich. In den Folgejahren könnten bei weiteren Stilllegungen die jährlichen Mehremissionen bis 2025 auf insgesamt mindestens 7,9 Millionen Tonnen CO2 ansteigen.
• Eine Alternative zur EEG-Förderung von Altanlagen sind langfristige Stromabnahmeverträge, sogenannte Power Purchase Agreements (PPAs). Diese privat-abgesicherten PPAs sichern überwiegend für ältere Windkraftanlagen die Erlöse für zwei bis fünf Jahre ab, damit Reinvestitionen in die Verlängerung der Lebenszeit finanziert werden können.
• Laut dena-Marktmonitor 2030 "Corporate Green PPAs - Perspektiven langfristiger grüner Stromlieferverträge aus Sicht von Nachfragern" ist der Ökostrombezug per PPA bereits heute wirtschaftlicher als der von grauem Strom.

Definition: Im Zuge der Neufassung der Erneuerbare‐Energien‐Richtlinie (EE‐Richtlinie) befasste sich auch die EU mit PPAs. Art. 2 Nr. 17 der EE‐Richtlinie enthält künftig insbesondere eine Legaldefinition. Dort heißt es dann, dass ein „Vertrag über den Bezug von erneuerbarem Strom" (engl.: „renewables power purchase agreement“) ein „Vertrag [ist], bei dem sich eine natürliche oder juristische Person bereit erklärt, unmittelbar von einem Elektrizitätsproduzenten erneuerbare Elektrizität zu beziehen“. Das PPA ist damit ein Stromkaufvertrag zwischen einem Stromerzeuger und einem Abnehmer. Der Vorteil liegt für beide Parteien darin, langfristig Planbarkeit zu schaffen und sich nicht von schwankenden Marktbedingungen abhängig zu machen.

Ende 2020 steht die Energiewende vor einem Umbruch, denn zum Jahreswechsel fallen Windenergieanlagen mit einer Leistung von rund 4.000 Megawatt aus dem EEG. Allein im Zeitraum von 2021 bis 2025 wird es für etwa 16.000 Megawatt Windleistung keine garantierte Vergütung mehr geben. Das entspricht einem Drittel der insgesamt durch Onshore-Windparks gewonnenen Windenergie.

Die Anlagenbetreiber suchen daher händeringend nach Strategien, wie sie die Stromvermarktung auch nach Ablauf der Förderung betriebswirtschaftlich rentabel gestalten können. Zeichnet sich keine Lösung ab, kann es das Aus für viele Bestandsanlagen bedeuten, die dann rückgebaut werden müssen. Eine Lösung stellen sogenannte PPAs dar:

• Sie bieten für Erzeuger die Möglichkeit, das Preisniveau langfristig (Vertragslaufzeit z.B. 15 Jahre) abzusichern
• PPA-Stromvertragspreise können die Sätze der EEG-Vergütung auch übersteigen
• Nicht EEG-förderfähige Anlagen lassen sich per PPA vermarkten wie z. B. Erweiterungen von Solarparks
• Der Abnehmer sichert sich einen langfristig festen Strompreis, was sich bei steigenden Strompreisen sehr lohnt
• Der Stromabnehmer kann den eingekauften Ökostrom als 100-prozentig erneuerbar in der (firmen-)eigenen Energiebilanz ausweisen

Aus diesen Gründen prognostiziert die Managementberatung Horváth & Partners, dass bis 2020 rund 80 Prozent der nicht mehr geförderten Anlagen über PPAs vermarktet werden. Auch bei neuen Anlagen rechnet das Beratungsunternehmen bis 2020 mit einem PPA-Anteil von 20 bis 30 Prozent.

Power Purchase Agreements je nach den Beteiligten Vertragspartnern als Corporate Power Purchase Agreements bezeichnet, wenn sie mit einem Großkunden oder Großabnehmer (Corporate) abgeschlossen werden.

Stromabnehmer für solche Corporate PPAs sind einerseits Energieversorger, die das Strompreisrisiko übernehmen und andererseits energieintensive Industrien (Grundstoffindustrien machen zum Beispiel ca. 2/3 der industriellen Stromnachfrage aus), die im Zuge der Energiewende auf neue, strom- und wasserstoffbasierte Produktionsprozesse umstellen. Statt von Corporate‐PPAs könnte man – den Anwendungsbereich allgemein auf die direkte Stromlieferung an Letztverbraucher erweiternd – auch von „Direktlieferungs‐PPAs“ sprechen.

Zudem bestehen sogenannte Utility‐PPAs, wenn sie Stromlieferverträge zwischen Erzeugern und Versorgern bzw. Stromhändlern betreffen. Utility‐PPAs sammeln zum Beispiel ein Portfolio an Anlagen und nutzen den Grünstrom im Endkundenvertrieb.

Bei der Ausgestaltung von PPAs werden hauptsächlich zwei Fallkonstellationen unterschieden: physische und finanzielle PPAs.

• Bei physischen PPAs wird der Strom direkt zu einem bestimmten Preis vom Erzeuger an den Abnehmer verkauft und dazu tatsächlich eine bestimmte Strommenge durch den Erzeuger eingespeist und durch den Abnehmer entnommen.
• Bei finanziellen PPAs erfolgen Stromverkauf bzw. ‐kauf über die Strommärkte bzw. Versorger oder Lieferanten zu einem unabhängig von der Preisentwicklung am Großhandelsmarkt individuell festgelegten Strompreis. Eine tatsächliche Stromlieferung zwischen den Vertragspartnern des PPAs erfolgt hier nicht.

Physische PPAs werden danach unterschieden, ob die Stromlieferung über das allgemeine Stromnetz (off‐site PPA) oder über eine Direktleitung (on‐site PPA) erfolgt. Die Variante des off‐site PPA ist die geläufigste Variante. Bei on‐site‐PPA, bei dem die Stromlieferung ohne Netznutzung über eine Direktleitung erfolgt, errichtet der Anlagenbetreiber seine Erzeugungsanlage hier direkt auf oder in der Nähe des Grundstücks des Stromabnehmers.

PPAs für Strom aus erneuerbaren Energien stehen in Deutschland zudem immer in einer bestimmten Relation zur Förderung von Strom aus erneuerbaren Energien durch das EEG. Dabei lassen sich PPA‐Modelle ohne Möglichkeit einer EEG-Förderung und solche mit der grundsätzlichen Möglichkeit einer EEG-Förderung unterscheiden.

Laut dena-Marktmonitor 2030 in Zusammenarbeit mit Aurora Energy Research "Corporate Green PPAs - Perspektiven langfristiger grüner Stromlieferverträge aus Sicht von Nachfragern" ist der Ökostrombezug per PPA zukünftig wirtschaftlicher als der von grauem Strom. Dies ist das Ergebnis von Beispielrechnungen aus der Nahrungsmittel-, Konsumgüter-, Chemie- und Aluminiumindustrie.

Laut dena-Analyse sind PPAs beim Direktkosten-Vergleich in allen untersuchten Fällen zukünftig die wirtschaftlichste Alternative. Bei Industrieabnehmern mit einem mittleren jährlichen Stromverbrauch ist der Bezug von Strom über ein PPA sowohl bei den Direkt- als auch bei den Gesamtkosten wirtschaftlicher als der Bezug von Graustrom am Großhandelsmarkt. Über zusätzliche Anreize könnte der Bezug von Grünstrom über PPAs intensiviert werden.

Bei Industrieabnehmern mit einem sehr hohen jährlichen Stromverbrauch ist der Direktpreis für PPAs günstiger als der für Graustrom. Die Gesamtkosten sind hier jedoch aufgrund der Strompreiskompensation für Bezieher von Graustrom günstiger. Für stromintensive Industrien bietet das aktuelle Abgaben- und Umlagesystem daher keine Anreize für den Bezug von grünem Direktstrom über ein PPA.

Laut des DIW Berlin haben langfristige Stromverträge für Neuinvestitionen in erneuerbare Energien zwei Nachteile: Erstens erschwert das Ausfallrisiko des Stromabnehmers die günstige Finanzierung der Projekte, so dass die Kapitalkosten steigen, was gerade bei den kapitalintensiven erneuerbaren Energien die Gesamtkosten besonders erhöht.

Zweitens erhöhen sich beim Stromabnehmer die Finanzierungskosten, da langfristige Stromverträge von Ratingagenturen als Verbindlichkeiten bewertet werden und damit die Bonität beeinträchtigen. Hier kommt hinzu, dass die Unsicherheiten für langfristige Stromverträge von regulatorischen Entscheidungen zu CO₂-Preisen, Ausbau der erneuerbaren Energien, Netzausbau und Strommarktdesign bestimmt werden.

Privat-abgesichert langfristige Stromverträge bedeuten laut Berechnungen am DIW Berlin daher Mehrkosten von ca. 29 Prozent gegenüber sicheren Vergütungsinstrumenten. Für das Jahr 2030 entspricht das rund drei Milliarden Euro pro Jahr. Andere Studien kommen auf ähnliche Ergebnisse.

Zudem ist das Potential von PPAs zu begrenzt, um Erneuerbaren-Ausbau anstelle einer öffentlichen Förderung darauf aufzubauen. Denn langfristige Verträge mit großen Strommengen und daher Mehrkosten einher, was daran hindert, diese im großen Maße abzuschließen. Gerade sie benötigen aber langfristig stabile Strompreise, um in klimafreundliche, innovative Prozesstechnologien investieren zu können.

Aurora Energy Research schätzt, dass ein Zubau ausschließlich auf privaten PPAs basierend nicht annähernd ausreicht, um die Ausbauziele für Erneuerbare bis 2030 zu erreichen, sondern nur rund ein Zehntel des Zubaus in den derzeitigen Ausschreibungen vorgesehenen Zubaus ermöglicht.

Privat-abgesicherte PPAs können eine wichtige Rolle bei der Laufzeitverlängerung von bestehenden erneuerbare Energien-Anlagen spielen. Sie können aber nur zu erheblichen Mehrkosten für Neuinvestitionen in großem Umfang eingesetzt werden. Diese anregen kann ein anderes Instrument, die Umstellung der Ausschreibungen für erneuerbare Energien von der gleitenden Marktprämie auf Differenzverträge (Contracts for Difference, symmetrische Marktprämie).

Das ermöglicht günstige Investitionen in erneuerbare Energien, stärkt den Wettbewerb zwischen Projekten, sorgt für stabile Strompreise für StromverbraucherInnen und bietet die Möglichkeit, die Unternehmensnachfrage in den Ausschreibungen zu integrieren und somit aktiven Klimaschutz seitens der Unternehmen zu fördern.

Die Ausgestaltung solcher Langzeitverträge als Contracts for Difference wurde umfassend analysiert und bereits in Frankreich und im Vereinigten Königreich implementiert. In Deutschland wären sie leicht umsetzbar: Die bestehende Marktprämie kann mit wenigen Änderungen weiterentwickelt werden. Der Vorteil gegenüber dem heutigen System wäre, dass mögliche Mitnahmeeffekte bei sehr günstigen Produktionskosten für erneuerbaren Strom verhindert werden. Die gewünschten Anreize für systemfreundliche Investitionsentscheidungen (Standort, Auslegung) und systemorientierten Betrieb können dabei sichergestellt werden.