Was ist der Unterschied zwischen Onsite- und Offsite-PPAs? 

Definition

Bisher erfolgt die Mehrheit der Stromlieferungen physisch. Das bedeutet, dass die Einspeisung des Stroms durch den Produzenten und die Entnahme durch den Verbraucher sowohl zeitlich als auch bilanziell korrelieren. Andere Lieferungen nennt man virtuell (seltener auch: synthetisch (s. Kasten). Dies kann jedoch auf unterschiedliche Weise geschehen. Im Allgemeinen unterscheidet man zwischen Onsite- und Offsite-Lieferungen.

• Onsite-PPA: Erzeugung und Verbrauch finden am selben Standort statt, die Anlagen sind über eine private Direktleitung verbunden.

• Offsite-PPA: Erzeugung und Verbrauch sind räumlich getrennt; die Lieferung erfolgt über das öffentliche Stromnetz.

Onsite-PPAs sind administrativ meist etwas weniger komplex als Offsite-PPAs, außerdem bergen sie finanzielle Vorteile. Dafür erleichtern Offsite-PPAs die Suche nach Vertragspartnern und ermöglichen durch eine größere Skalierbarkeit und die Vermarktung großflächigere Projekte.

Wie funktionieren Onsite- und Offsite-Lieferungen?

Onsite-Lieferung: Strom aus der Privatleitung

Beim Onsite-PPA fließt der erzeugte Strom unmittelbar zum Verbraucher, dies erfolgt über eine private Direktleitung außerhalb des öffentlichen Netzes. Die Erzeugungsanlage befindet sich also in unmittelbarer Nähe oder – und das ist die Regel – auf dem Gelände des Verbrauchers, also am selben Standort (Englisch: on-site). Typische Konstellationen für ein Onsite-PPA sind:

• Eine PV-Anlage auf dem Dach eines Gewerbe- oder Industriegebäudes versorgt den darunterliegenden Betrieb.
• Eine Windkraftanlage auf dem Gelände einer Fabrik speist den Strom direkt ins Stromnetz des Betriebs ein.
• Blockheizkraftwerk (BHKW) oder Notstromaggregat in einem Krankenhaus
• Mieterstrommodelle, bei denen eine PV-Anlage den Mietern günstigen Strom liefert
• Seltener: Ein Wind- oder Solarpark versorgt einen benachbarten Industriebetrieb über eine private Direktleitung mit Strom.

Entscheidend ist die Behind-the-Meter-Struktur: Der Strom bleibt „hinter der Messstelle“, gemeint ist die Messstelle zum öffentlichen Netz. Dies gilt zumindest für den Strom, der vom Onsite-PPA-Abnehmer verbraucht wird.

Die nicht-abgenommenen Strommengen werden dennoch ins öffentliche Stromnetz eingespeist und in der Regel „merchant“ vertrieben, also ohne Preisgarantie über den Spotmarkt. Liefert die Anlage hingegen zu wenig Strom, muss der Verbraucher auf Netzstrom zurückgreifen.

Offsite-PPAs: Stromlieferungen über das öffentliche Netz

Beim Offsite-PPA speist der Produzent Strom irgendwo ins öffentliche Netz ein und der Abnehmer entnimmt ihn an irgendeiner anderen Stelle. Für gewöhnlich finden solche Lieferungen innerhalb eines Stromnetzes statt – also etwa innerhalb des deutschen (an das auch Luxemburg angeschlossen ist), des französischen oder des iberischen, das Spanien und Portugal gemeinsam betreiben. Über Interkonnektoren – sozusagen die Grenzübergänge des Stromnetzes – werden regelmäßig auch netzübergreifende physische Lieferungen getätigt, allerdings selten im Rahmen von PPAs, sondern eher nach Transaktionen am Spotmarkt.

Die Orte von Einspeisung und Entnahme des Stroms sind also unerheblich. Deshalb sind Offsite-PPAs flexibler und skalierbarer als Onsite-PPAs. Entscheidend für eine physische Lieferung ist die zeitlich-bilanzielle Korrelation. Dafür müssen die Bilanzkreise beider Seiten stets gegeneinander ausgeglichen sein. Das heißt:

• In jedem 15-Minuten-Intervall (96 pro Tag) muss die eingespeiste Menge bilanziell mit der entnommenen Menge exakt übereinstimmen.
• Über- oder Unterproduktionen („Residualmengen“) müssen demnach von dem oder den  Bilanzkreisverantwortlichen über den Spotmarkt ausgeglichen werden.
• Der Transportweg im Netz spielt keine Rolle – Strom von der Nordsee kann bilanziell zeitgleich am Alpenrand entnommen werden.

Beispiele für Onsite- und Offsite-Lieferungen

Grundsätzlich können sowohl Onsite- als auch Offsite-PPAs sehr vielseitig zur Vermarktung und zum Bezug erneuerbaren Stroms eingesetzt werden. Allerdings gibt es wie gesehen typische Anwendungsfälle. Hier sind zwei fiktive Beispiele, die verdeutlichen, wie das in der Praxis funktionieren kann.

Beispiel für ein Onsite-PPA 

Ein deutscher Automobilzulieferer schließt mit einem Solarentwickler ein Onsite-PPA über 15 Jahre. Der Entwickler errichtet eine 5-MW-Photovoltaikanlage direkt auf den Hallendächern und über den Parkplätzen des Werks. Der erzeugte Strom wird über eine Direktleitung in die Produktionsanlagen eingespeist.

Der Anlagenbetreiber erhält durch einen festen Abnahmepreis erhebliche Planungssicherheit und muss nur gelegentlich Überschüsse an der Strombörse verkaufen.

Der Abnehmer profitiert von langfristig stabilen, niedrigeren Energiekosten und kann seinen CO₂-Fußabdruck deutlich senken. Da er den Strom per Direktkabel bezieht, entfallen die Netzdurchleitungskosten. Dies macht diesen Teil seines Strombezugs noch einmal um rund 50 Prozent billiger, als wenn er ihn über das öffentliche Stromnetz beziehen würde.

Die tatsächlich eingesparten Kosten hängen von einer Reihe weiterer Faktoren ab. So können Abnehmer auch Teilhaber der Erzeugungsanlage sein, sodass sie auch an den Erträgen und Kosten der Überschusseinspeisung beteiligt werden. Aber auch die Übereinstimmung von Erzeugungs- und Lastprofil der PPA-Partner spielt eine erhebliche Rolle. In dieser Hinsicht ist die Kombination Automobilzulieferer und PV-Anlagen sicher ein Match, da die Produktionsanlagen vor allem tagsüber auf Volllast gefahren werden.

Beispiel für ein Offsite-PPA 

Ein Rechenzentrum in Frankfurt am Main bezieht Strom aus einem Windpark in Mecklenburg-Vorpommern. Obwohl es physikalisch unmöglich ist, die Elektronen aus dem Windpark über das öffentliche Netz in das Rechenzentrum zu schicken, gilt die Lieferung als physisch, da sie bilanziell den beiden Vertragspartnern zugeordnet wird.

Um zu gewährleisten, dass sowohl der Windpark als auch das Rechenzentrum ausgeglichene Bilanzkreise haben, setzen sie einen Stromhändler oder einen Energieversorger als gemeinsamen Bilanzkreisverantwortlichen ein, der die Stromflüsse bilanziell korrekt zuordnet. In solchen Fällen spricht man auch von einem Drittkontraktmodell.

Der Bilanzkreisverantwortliche sorgt also dafür, dass überschüssige Strommengen aus dem Windpark am Spotmarkt einen Abnehmer finden. Ebenso kauft er Strom hinzu, wenn das Rechenzentrum mehr Strom benötigt, als der Windpark momentan liefert.

Auch in diesem Beispiel stimmen Erzeugungs- und Lastprofil der PPA-Partner tendenziell recht gut überein. Rechenzentren haben einen sehr homogenen Verbrauch. In Rechenzentren werden tagsüber meist mehr Rechenoperationen aktiv von Nutzern abgefragt als nachts, dafür laufen nachts häufig Backups und andere von den Nutzern unabhängige Prozesse, die in Summe ähnlich viel Strom benötigen.

Zwar ist auch die Einspeisung von Windkraftanlagen wetterabhängig und entsprechend volatil. Aber die durchschnittliche Erzeugung aus Onshore-Windanlagen in Deutschland ist sehr gleichmäßig über die 24 Stunden des Tages verteilt. Deshalb dürften sich Zu- und Verkäufe von Residualmengen einigermaßen die Waage und insgesamt in Grenzen halten.

Betriebswirtschaftliche Aspekte 

Es bestehen erhebliche betriebswirtschaftliche Unterschiede zwischen Onsite- und Offsite-PPAs. Ein Aspekt sei jedoch vorab genannt, der – entgegen häufiger Annahmen – keinen signifikanten Unterschied darstellt: der Umgang mit Residualstrommengen.

Bilanzkreismanagement

Dass die Produktion einer Anlage exakt dem Verbrauch des Abnehmers entspricht, ist bei den meisten PPAs die absolute Ausnahme. Lediglich extrem verbrauchsflexible Anlagen können ihren Stromverbrauch über längere Zeit der verfügbaren Menge aus einem PPA anpassen. Meist sind dies Betriebe, bei denen der Großteil des Energiebedarfs durch Erzeugung von speicherbarer Wärme oder Kälte anfällt. Doch selbst sie werden ihren Verbrauch – zumindest bei Offsite-PPAs – eher am Marktpreis als an den PPA-Lieferungen ausrichten. In allen anderen Fällen müssen Stromhändler – häufig sind das externe Dienstleister – die Differenz zwischen Lieferung und Verbrauch ebenso am Spotmarkt ausgleichen.

Wer dabei die operative Verantwortung und das Preisrisiko für die Residualmengen trägt, ist ein wesentlicher Vertragsbestandteil praktisch aller PPAs. In welcher Form die Lieferung erfolgt, spielt dabei überhaupt keine Rolle. Dies gilt für Onsite- und Offsite-PPAs und auch für virtuelle PPAs gleichermaßen.

Optimierte Flächenvermarktung 

Viele Industrie- und Gewerbeimmobilien bieten geeignete Standorte für die Gewinnung erneuerbarer Energie. Insbesondere die Dach- und andere Brachflächen können durch PV-Anlagen zur Stromerzeugung genutzt werden. Die Verpachtung oder die eigene Nutzung als Stromerzeugungsstandort sind in der Regel gewinnbringende Einnahme beziehungsweise Investitionen und insofern eine Optimierung der Flächenvermarktung.

Versorgungssicherheit und Imagegewinn 

Darüber hinaus versprechen sie ein gewisses Plus an Versorgungssicherheit: Wenn die Anlagen in der Lage sind, ein Inselnetzwerk zu bilden, können sie dem Betrieb – vor allem in Verbindung mit einem Batteriespeicher als „Notstromaggregat“ – im Falle eines Stromausfalls im öffentlichen Netz Strom liefern.

Außerdem kann eine sichtbare PV-Anlage auf dem Betriebsgelände einen Image-Gewinn hinsichtlich der Nachhaltigkeit des Unternehmens bedeuten. Doch auch dies alles ist unabhängig von der Art der Anlagenvermarktung und der Stromlieferungen.

Betriebswirtschaftliche Vor- und Nachteile von Onsite-PPAs

Die betriebswirtschaftliche Attraktivität von Onsite-PPAs liegt darin, dass auf diese Lieferungen keine Umlagen, Steuern und Gebühren der Netznutzung anfallen, da sie die öffentliche Infrastruktur nicht (direkt) in Anspruch nehmen. Je nach Netzbetreiber und aktuellem Strompreis können diese Abgaben mehr als 50 Prozent des Strompreises ausmachen. Die Netznutzungsabgaben fallen nur für Residualmengen an, also Überschüsse, die ins Netz abverkauft werden, oder auf Netzstrom, der ergänzend zum PPA-Strom bezogen wird.

Hauptnachteil sind die hohen Investitionskosten gepaart mit einer eingeschränkten Vermarktungsflexibilität. Die Investitionskosten sind – im Vergleich zu großflächigen Anlagen – relativ hoch, weil die Skalierbarkeit begrenzt ist. Die Direktleitung inklusive der nötigen Umrichter fällt nur bei Onsite-Anlagen an.

Betriebswirtschaftliche Vor- und Nachteile von Offsite-PPAs 

Offsite-PPAs können unabhängig von der Größe der Erzeugungsanlagen geschlossen werden. Wind- und Solarkraftanlagen können demnach weitgehend unabhängig vom Bedarf einzelner Partner skaliert werden. Häufig werden großflächige Anlagen über mehrere PPAs mit verschiedenen Abnehmern geschlossen. Die Abhängigkeit von einzelnen Vertragspartnern ist dann weniger groß als bei Onsite-Anlagen. Für Abnehmer ohne eigene Flächen für Erzeugungsanlagen sind Offsite-PPAs ohnehin die einzige Möglichkeit, ein physisches PPA abzuschließen.

Netznutzungsentgelte, Steuern und Umlagen sind ein offensichtlicher finanzieller Nachteil gegenüber Onsite-PPAs. In der Außenwirkung eines Unternehmens sind Offsite-PPAs zudem weniger sichtbar. Die Nachhaltigkeitskommunikation ist daher erklärungsbedürftiger, obwohl die Nachhaltigkeit sogar größer ist als bei Onsite-PPAs, wie noch zu zeigen ist.

Volkswirtschaftliche Aspekte

Allgemein werden PPAs volkswirtschaftlich positive Aspekte zugeschrieben. So erhöhen sie als Hedging-Instrumente etwa die Investitionssicherheit für Wind- und Solarprojekte und senken dadurch die Kapitalkosten beim Ausbau der erneuerbaren Energien. Langfristige Stromabnahmeverträge stabilisieren zudem die Strompreise, was auch für andere Sektoren die Energiekosten kalkulierbarer macht.

Durch die solidere Vermarktung unterstützen PPAs zudem die Systemintegration erneuerbarer Energien. Allerdings gilt dies nicht für alle PPAs gleichermaßen. So sind Onsite-Anlagen nur bedingt am Strommarkt beteiligt. Außerdem entstehen durch die abweichende Kostenstruktur  volkswirtschaftliche Fehlanreize und in Folge dessen nahezu zwangsläufig Fehlallokationen von Ressourcen.

Fehlallokation von Energieressourcen 

Die Behind-the-Meter-Konstruktion trennt Onsite-Anlagen normalerweise nicht technisch vom Netz. Solche reinen Inselkonstruktionen sind absolute Ausnahmen. Denn um die Anlage bei drohender Überproduktion nicht abregeln zu müssen und dadurch Erzeugungsverluste hinzunehmen, sind Onsite-Anlagen in aller Regel auch mit dem öffentlichen Stromnetz verbunden.

Vielmehr ist es die Kostenstruktur, die verhindert, dass der Strom netzdienlich und volkswirtschaftlich effizient vermarktet wird. Sie setzt derartige Fehlanreize, dass Fehlallokationen nahezu zwangsläufig auftreten. Denn die Entscheidung zum Stromverbrauch hängt von einem Preis ab, der nicht dem allgemeinen Verbraucherpreis entspricht. Abnehmer von Onsite-PPAs verbrauchen also regelmäßig mehr Strom, als sie verbrauchen würden, wenn sie alle Abgaben zahlen müssten.

Auswirkungen auf Strommarkt und Netzstabilität 

Durch die Kosten sendet das Angebot dieser Anlagen ein verzerrtes Preissignal an die übrigen Marktakteure, insbesondere am Spotmarkt. Unter Umständen, nämlich wenn auf lokaler Ebene Strom fehlt, kann dies sogar das Stromnetz unter unnötigen Druck setzen.

Das Argument, dass Onsite-Anlagen das Stromnetz entlasten, ist nur bedingt schlüssig. Richtig ist, dass dem Netz mehr Übertragungskapazität übrigbleibt, weil der Onsite-Strom nicht durch es hindurchfließt. Richtig ist aber auch, dass Onsite-Anlagen das lokale Netz nicht, oder nur bedingt, be- und entlasten, wenn dort gerade Stromknappheit beziehungsweise -überfluss herrscht. Die preisliche Anreizstruktur steht solch netzdienlichem Verhalten entgegen.