Wirtschaftlichkeit des PPA-Zubaus
Abb. 1 Vergleich EEG-Ausbauziele mit notwendigem EE-Ausbau zur Erreichung der Klimaziele in 2030 (Quelle: Fraunhofer ISE)
Abb.2 Entwicklung des zubaurelevanten kontrahierten PPA-Volumens in Deutschland (Quelle: Fraunhofer ISE)
Die Wirtschaftlichkeit von ungeförderten PV-Anlagen ist von deren Kosten und künftigen Erlösen abhängig. Während die Kosten mit vergleichsweise großer Sicherheit bereits zum Investitionszeitpunkt bekannt sind, unterliegen die künftigen Erlöse dem Strompreisrisiko. Mittels langfristigem Stromliefervertrag lässt sich dieses Risiko auf den PPA-Nehmer übertragen.
Die fiktive Use-Case-Betrachtung einer großen Freiflächen-PV-Anlage mit einer Leistung von 150 MW und Inbetriebnahme im Jahr 2022 erläutert im Weiteren zwei bedingende Faktoren für ihre Wirtschaftlichkeit: Die Geschwindigkeit des PV-Zubaus und die Höhe der CO2-Bepreisung.
PV-Anlagen in der Leistungsklasse von 150 MW weisen laut Untersuchungen des Fraunhofer ISE bei 25-jähriger wirtschaftlicher Lebensdauer mittlere Stromgestehungskosten von rund 34 €/MWh auf.
Welche Erlöse kann die 150-MW-Freiflächenanalge bei intensivem Wettbewerb der Stromerzeugung durch andere PV-Anlagen erwarten? Die allgemein hohe Unsicherheit über künftige Verkaufserlöse lässt sich durch konsistente Erlösszenarien quantifizieren. Die Analysesoftware Power2Sim von Energy Brainpool setzt die fundamentalen Parameter der Szenarien in ein europäisches Strommarktmodell um und errechnet die zugehörigen stündlichen Strompreise. Für die Frage nach den Auswirkungen einer hohen Geschwindigkeit des PV-Zubaus wird ein Szenario-Setting untersucht, das zu dieser möglichen Entwicklung passt und in einer Schwarmanalyse der Parameter „installierte PV-Leistung“ variiert.
Im Ergebnis zeigt sich über weite Teile der Betriebszeit ein positiver Deckungsbeitrag (DB) der Anlage. Innerhalb der 25 Jahre ergibt sich bei 34 €/MWh selbst bei den höchsten simulierten PV-Zubauraten (→ 500 GW in 2050) ein positiver DB von 3,7 €/MWh, bei niedrigen Zubauraten (→ 275 GW) erhöht sich dieser auf 17,9 €/MWh. In der letzten Dekade der Betriebszeit erkennt man in Abb. 3 den sogenannten Kannibalisierungseffekt, also die relative Erlösminderung durch den höheren Wettbewerb bei der Stromproduktion. Unterhalb von rund 350 GW installierter Leistung bleiben die jährlichen Erlöse oberhalb von 34 €/MWh. Mit anderen Worten: Bliebe die Entwicklung der Stromgestehungskosten bei 34 €/MWh stehen, wäre mit 350 GW eine Marktsättigung erreicht. Die antizipierte PV-Kostendegression führt jedoch dazu, dass auch in dieser Phase neuerlicher Zubau wirtschaftlich ist.
Die fundamentalen Parameter, die diesem Strompreisszenario zu Grunde liegen, stammen aus dem Referenz-Szenario der Studie des Fraunhofer ISE „Wege zu einem klimaneutralen Energiesystem“. Wesentlicher Parameter ist der Anstieg des Stromverbrauches auf 1.034 TWh bis 2040, darin enthalten sind 365 TWh flexibler Stromverbrauch aus Sektorenkopplung. Dieser Anteil flexiblen Stromverbrauchs ist sehr relevant, da er einen Großteil des angesprochenen Kannibalisierungseffekts kompensiert. Der Preis für EUA-Zertifikate steigt auf 122 €/t CO2 im Jahr 2050 (basierend auf dem Szenario „Sustainable Development“ des World Energy Outlook 2019). Ausgangspunkt der Commodity-Preisentwicklung sind Terminmarktpreise zum Berechnungszeitpunkt in Q4 2020. Das modellierte Energiesystem ist im Jahr 2050 klimaneutral.
Das untersuchte Szenario geht also davon aus, dass die 150-MW-Freiflächenanlage ohne finanzielle Förderung wirtschaftlich zu betreiben ist. Das zentrale klimapolitische Instrument für ein klimaneutrales Energiesystem ist in diesem Modell der CO2-Zertifikatehandel. Für die Bewertung der Erlöse ist aber auch ein Worst-Case-Erlösszenario sinnvoll, in dem die angenommene CO2-Preisentwicklung ausbleibt. Für diese Fragestellung wurde die Modellierung mit einem EUA-Preisziel von 37 €2019/tCO2 wiederholt (Preisniveau Anfang März 2021). Diese Preisannahme stimmt mit dem „Stated Policies“ Szenario des World Energy Outlook 2019 überein.
Die Wirtschaftlichkeit für die 150-MW-Anlage mit Inbetriebnahme im Jahr 2022 ist nur in einigen Betriebsjahren und bei geringerer PV-Durchdringung gegeben. Im niedrigsten simulierten PV-Zubaupfad ergab sich noch ein knapp positiver DB von 1,7 €/MWh (Abb. 4). Daraus lässt sich schlussfolgern, dass die Kombination einer hohen PV-Marktdurchdringung mit stagnierenden EUA-Preisen eine intensive staatliche Förderung selbst für günstige PV-Großanlagen notwendig macht. Für PV-PPA ist dieses Erlösszenario insofern relevant, als es die Risikobewertung und damit die Finanzierungskosten und -konditionen negativ beeinflusst.