Fazit zu Power Purchase Agreements
Abb.3 Jährlicher Deckungsbeitrag (Differenz aus Erlösen und Stromgestehungskosten von 34 €/MWh) einer 150-MW-PV-Anlage 2022 in Abhängigkeit der installierten PV-Leistung bei EUA-Preisziel 122 €/t in 2050 (Quelle: Energy Brainpool)
Abb. 4 Jährlicher Deckungsbeitrag (Differenz aus Erlösen und Stromgestehungskosten von 34 €/MWh) einer 150-MW-PV-Anlage 2022 in Abhängigkeit der installierten PV-Leistung bei EUA-Preisziel 37 €/t (Quelle: Energy Brainpool)
Der marktgetriebene Zubau von EE-Kapazitäten über PPA hat das Potenzial dazu, einen wichtigen und in seiner Größe flexiblen Beitrag zur Schließung der Lücke zwischen dem notwendigen und dem durch das EEG geplanten EE-Zubau zu leisten. Allerdings weist der deutsche PPA-Markt derzeit noch nicht die nötige Größe und Dynamik auf, um die Lücke alleinig zu schließen.
Eine Reihe von Vorschlägen werden derzeit in der Energiebranche diskutiert, die diese Dynamik anfachen sollen. Beispiele für diese Vorschläge sind die verbraucherseitige Anpassung von PPA-Stromnebenkosten, die Unterstützung der grünen Eigenschaft von PPA-Strom, höhere Markttransparenz, der Abbau von rechtlichen Hemmnissen im AGB-Recht bezüglich der Vertragsdauer oder die Anrechnung der PV-Freifläche als ökologische Ausgleichsfläche.
Der vorliegende Beitrag beschäftigt sich mit der Wirtschaftlichkeit für ungeförderte PV-Anlagen. Hier wurden zwei wesentliche Parameter identifiziert, die auch Ansätze für eine energiepolitische Unterstützung nahelegen. Zunächst ist ein gesichertes Strompreisniveau in Kombination mit flexibler Stromnachfrage Basis für wirtschaftliche Erlösszenarien. Diese können durch weiter steigende CO2-Preise und die gezielte Unterstützung einer flexiblen Sektorenkopplung hergestellt werden. Gelingt dies, so errechnet sich im PV-Großanlagensegment auch für das Zubauziel von 500 GW in 2050 eine Wirtschaftlichkeit ohne Förderung.
Bei der Investition in eine ungeförderte PV-Anlage hat jedoch auch das Worst-Case-Szenario einen Einfluss. Das Szenario niedriger CO2-Preise und hoher EE-Zubauzahlen verteuert und erschwert die Anlagenfinanzierung. Das Down-Side-Risiko belastet derzeit die Bonität der PPA-Nehmer und erhöht damit u.a. die Finanzierungskosten für Projektierer von EE-Anlagen. Dies führt dazu, dass momentan nur Großunternehmen und Energieversorger mit ausreichendem finanziellen Spielraum PPA abschließen.
Zur Entfaltung des Potenzials des PPA-Marktes kann dieses Risiko von staatlicher Seite gemindert werden, wie es in Norwegen bereits über die GIEK im „Power Purchase Guarantee Scheme“ Praxis ist. Auch in Deutschland ist das zugrundeliegende Prinzip von Hermes Export-Bürgschaften bekannt: Fällt der Stromabnehmer aus, übernimmt der Staat die Zahlungsverpflichtung. Eine gezielte Anwendung auf PPA hätte zwei wesentliche Vorteile: Die Finanzierungskosten und damit die Stromgestehungskosten würden sinken und eine größere Gruppe von PPA-Nehmern käme in Betracht. Je nach Ausgestaltung kann es mit solchen Bürgschaften gelingen, das große Potenzial des deutschen Mittelstands als PPA-Nehmer und EE-Ausbautreiber zu entfalten.
Nur wenn der Gesetzgeber die Rahmenbedingungen für PPA weiter verbessert, können diese zukünftig zu einer verlässlichen und energiewirtschaftlich relevanten dritten Säule des EE-Zubaus werden.
Anmerkungen
[1] Fraunhofer ISE: Wege zu einem klimaneutralen Energiesystem 2050, Freiburg 2020. ise.fraunhofer.de
[2] Zeitlich begrenzend wirken das jährliche Monitoring, Anpassung des EEG bezüglich Ausschreibungsmengen und 12 Monate Realisierungsfrist.
F. Huneke, Energy Brainpool GmbH & Co. KG, Berlin, fabian.huneke@energybrainpool.com; D. Peper und C. Kost, Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE, Freiburg, dominik.peper@ise.fraunhofer.de