Corporate PPA – Direkter Stromverkauf: Ist das eine Option?

​Corporate PPA sind aktuell bereits weltweit in der Umsetzung. Sie bieten gute Chancen für Projektrealisierungen auf Basis von bilateralen Stromverkaufsverträgen. Es eröffnen sich noch weitere Möglichkeiten, sollten mit Durchleitungsverträgen die Standorte von Erzeugung und Verbrauch trennbar werden.

FIT (Feed-in-Tarif)-Systeme werden zunehmend in diversen Ländern von Ausschreibungen abgelöst. Die Ausschreibungen begrenzen natürlich einerseits den Markt erheblich in seinem Volumen (siehe Deutschland Planausbau PV: 600 MWp pro Jahr gemäß EEG 2017 § 28 Ausschreibungsvolumen) und grenzen – trotz vieler anderslautender Meldungen der BNetzA (Bundesnetzagentur) – die Bietervielfalt erheblich ein. Aus eigenem Beratungsalltag zeigt sich, dass alleine die Unsicherheit hinsichtlich des anzulegenden Wertes, der Aufwand für Flächensicherung und Plangenehmigungsverfahren (z. B. bei Deponien) viele kleiner Entwickler, aber auch Stadtwerke, Kommunen und Bürgerenergiegenossenschaften von einer Teilnahme am EEG-Ausschreibungsverfahren abschrecken. Das Wagnis ist höher und somit auch der Bedarf einfach gegeben, dieses Wagniskapital in Form von Projektentwicklung oder Beratern aufzubringen. Hinzu kommt, dass große Unternehmen alleine durch Einkaufspolitik erhebliche Vorteile bei den Baukosten und letztendlich entscheidenden Gestehungskosten realisieren können. Die Finanzierungskonditionen bei aktuellem Zinsniveau bzw. die EK-Rendite dürften dann sogar in den Hintergrund treten.

Vollmundig berichten aber diverse Unternehmen der Projektentwicklung wie auch Hersteller (wie auch auf dem Rödl & Partner Branchentag im November geschehen) von Corporate PPA, sprich vom direkten Verkauf an einen privaten Abnehmer. In Deutschland eher schon schwierig wegen EEG-Umlage darstellbar (PV-Pachtmodelle versuchen hier ja letztendlich solche Modelle), im Ausland dagegen ein durchaus denkbares Modell.

Man kann letztendlich zwei Modelle unterscheiden: einerseits, wenn eine direkte Anbindung der Anlage am Gebäude des Stromverbrauches möglich ist und andererseits, wenn eine Netzdurchleitung nötig ist.

Das erstgenannte ist sicherlich immer dann interessant, wenn auf einem Areal Flächen für bspw. PV gegeben sind. Dachflächen, Parkplatzflächen, Randflächen können genutzt werden und der EPC/IPP bringt sein Know-how ein, um eine optimal auf den Bedarf ausgelegte Anlage zu errichten. Der Strom wird ins Arealnetz eingespeist und eben direkt verbraucht (Überschusseinspeisung oder Net-Metering ist in manchen Ländern möglich). Mittelfristig wird bei fallenden Preisen für Batteriesysteme auch das dezentrale Lastmanagement (Peak-shaving) eine deutlich wichtigere Rolle einnehmen.

Erster Blick bei einer Marktrecherche gilt dem Industriestrompreisniveau – denn wenn es nicht wirklich Einsparungen bringt, wird wohl kaum jemand sich überhaupt binden. Des Weiteren sollte der Stromabnehmer eben auch PPAs in Fremdwährung (Dollar, Euro) eingehen – dies ermöglicht einfach die Finanzierung auch in Ländern mit höheren Währungsrisiken. Es wird ein bilaterales Geschäft zwischen Erzeuger und Verbraucher. Freilich muss der regulatorische Rahmen auch solche Modelle langfristig stützen – was nicht in Deutschland, aber gerade in Schwellenländern durchaus der Fall ist.

Das zweite Modell mit Netznutzung ist zwar etwas komplexer und benötigt mehr vertragliche Bindungen, eröffnet aber gerade auch Windparks oder großen PV-Anlagen erhebliche Möglichkeiten, da eben offensichtlich der Standort des Kraftwerks und des Verbrauchs weit voneinander entfernt sein können.

Abb. 1: Das von Ghana genutzte Modell

Das in der Grafik dargestellte Modell wird aktuell von einem Mandanten in Ghana verfolgt. Dort kommen einerseits hohe Strompreise bei den Endkunden, sehr gute Ressourcen (in diesem Fall Küstenstandort für Wind) und ein transparenter regulatorischer Rahmen zum Tragen, die das regulatorische Risiko akzeptierbar machen. Des Weiteren wird das PPA in Dollar geschlossen, was für die exportierenden Endkunden kein Problem darstellt und somit das Währungsrisiko im Hinblick auf die Finanzierung quasi eliminiert. Letztendlich umgeht man den staatlichen Einfluss erheblich und schließt ein bilaterales Stromlieferabkommen. Die Bonität des Abnehmers rückt in den Fokus, lässt sich aber aus Sicht des Betreibers auch durch mehrere Abnehmer diversifizieren. Entscheidend ist das Preisniveau – ist das Angebot attraktiver als der Strompreis des staatlichen Versorgers (das ist der Fall in Ghana) wird auch die Bank das Stromabsatzrisiko wohlwollend bewerten. Gerade bei ersten Versuchen ist es allerdings von Vorteil, zahlungskräftige Kunden auszuwählen, um somit beim Pilot weniger Schwierigkeiten zu begegnen. Gerade Minen bspw. bieten sich an, da grundsätzlich ein sicheres Geschäft, an diversen Standorten und im Export tätig.

Welche Projekte wurden bereits umgesetzt?

Die folgende Tabelle zeigt Corporate PPA im Ausland und ein paar wenige in Deutschland. Auch wurde ein Fokus bei der Recherche auf Großprojekte gelegt. Die unzähligen kleineren „Contracting”-Projekte sind wohl kaum erfassbar.

Abb. 2-4: Corporate PPA im Ausland und einige wenige in Deutschland

Fazit:

Legen Sie bei der Analyse der Märkte auch Ihren Fokus auf die deutsche produzierende Industrie. Anfragen an unser Haus zeigen bereits, dass hier eine hohe Bereitschaft da ist, mit deutschen IPP (Independent Power Producern) zu arbeiten, sollten diese den Kapitalaufwand aufbringen können, um eine Anlage zu errichten und langfristig zu betreiben. In den o.g. Ländern wurde dies bereits realisiert und es zeigen sich auch in Schwellenländern (z.B. Mexico) und selbst in Entwicklungsländern Möglichkeiten, Projekte ohne direkten Zugang zum Strommarkt zu realisieren. Dieser wird zunehmend in europäischen Ländern erschwert, da der Erfolg der EE nun eine Bürde werden könnte. Die immer niedrigeren Stromgestehungskosten führen nur zu kurzfristigen Vermarktungsverträgen (aufgrund des Stromabsatzrisikos, wenn beispielsweise in 5 Jahren die Anlagen noch günstiger produzieren werden). Obgleich für die Finanzierung längerfristige Verträge notwendig sind. Spanien zeigt mit einer staatlichen Absicherung des Mindestpreises wie ein Weg beschritten werden könnte. Corporate PPA sind allerdings ebenfalls ein Ausweg, wenn es sich in dem jeweiligen Land regulatorisch abbilden lässt.