Was sind physische und virtuelle Power Purchase Agreements (PPAs)?

Übernahme des Produktionsrisikos

Ein wesentlicher Aspekt der erneuerbaren Stromproduktion ist ihre Abhängigkeit vom Wetter. In der Praxis bedeutet dies: Eine PV- oder Windkraftanlage liefert so gut wie nie genau die Menge Strom, die der Verbraucher gerade benötigt.

Zentraler Bestandteil – mit Ausnahme von Merchant PPAs – jedes PPAs ist deshalb, wer dafür verantwortlich ist, die Abweichungen auszugleichen, beziehungsweise, wer die Handelsdifferenz verbucht. Den Handel selbst übernimmt in der Regel der Lieferant, die abweichenden Kosten trägt dagegen häufig der Abnehmer.

Beispiele zum Produktionsrisiko

Betrachten wir die beiden Fälle für den Automobilzulieferer mit seinem Onsite-PV-PPA und seinem Offsite-Wind-PPA mit physischer Lieferung.

Unterproduktion

An einem Tag X liefern die PV-Anlage und die Anlagen aus dem Wind-PPA am Vormittag zu wenig Strom. Um die Produktion wie geplant aufrechtzuerhalten, muss der Strombeschaffer des Industriebetriebs am Spotmarkt zusätzlichen Strom kaufen.

Wenn er Glück hat, bezieht er über die physischen PPAs seinen Strom von Standorten, die zu den wenigen gehören, die gerade keinen erneuerbaren Strom produzieren. Denn wenn die anderen erneuerbaren Anlagen kräftig einspeisen, wird der Netzstrom an der Börse und somit sein Einkaufspreis für die fehlenden Mengen vergleichsweise billig sein. Vielleicht zahlt er über den Tag also pro MWH nur 50 EUR statt 75 EUR, die er für den Strom aus seinen PPAs zahlen müsste, wenn sie denn Strom produzieren würden.

Hat er Pech, erzeugen alle anderen Erneuerbaren gerade auch wenig Strom, sodass der Börsenstrompreis gemäß Merit Order weit in den dreistelligen Bereich steigt.

Überproduktion

Am Nachmittag ändert sich das Wetter. Der Strom aus beiden PPAs fließt so reichlich, dass das Werk nicht die gesamte Menge abnehmen kann. Laut PPA-Konditionen ist er aber verpflichtet, sämtlichen Strom aus beiden Anlagen zu bezahlen.
 
Beim Wind-PPA lautet die Regelung „Pay-as-Produced“, daher stehen dem Automobilzulieferer immerhin die Erlöse zu, die der überschüssige Strom an der Börse erzielt. Der PV-PPA sieht die Take-or-Pay-Regelung vor. Das heißt der Abnehmer muss den Strom in jedem Fall bezahlen und hat nicht einmal ein Anrecht auf die Erlöse.

Nun können der Automobilzulieferer und der PV-PPA-Partner nur hoffen, dass woanders in Deutschland weniger Wind weht und mehr Wolken am Himmel sind. Denn dann haben sie eine gute Chance, dass sie die Überschüsse zu lukrativen Preisen loswerden. Im umgekehrten Fall kann es für den PV-Anlagen-Betreiber sogar vorteilhaft sein, die Anlage abzuregeln, um nicht negative Preise zu erhalten. Diese Option hat der Automobilzulieferer mit seinem Wind-Strom nicht. Denn der Betreiber wird seine Anlage nicht abregeln. Schließlich erhält er gerade 75 Euro/MWh. Teilweise werden solche Fehlanreize dadurch behoben, dass PPA Klauseln beinhalten, nach denen bei negativen Preisen keine Lieferung stattfindet.

Wie funktionieren virtuelle PPAs?

Der Grundmechanismus eines virtuellen PPAs funktioniert folgendermaßen: Der Stromproduzent verkauft seinen Strom zum Marktpreis an der Börse (z. B. EPEX Spot), der Stromverbraucher bezieht Strom ebenfalls zum Marktpreis.

Contract for Difference (CfD)

Über das PPA vereinbaren die beiden einen Differenzvertrag (Englisch: Contract for Difference, kurz: CfD). Zentraler Baustein eines CfDs ist ein festgelegter Preis, der sogenannte Strike Price. Liegt der Börsenpreis unter dem Strike Price, zahlt der Verbraucher dem Produzenten die Differenz zwischen Börsenpreis und Strike Price. Ist es umgekehrt, erhält der Abnehmer die Differenz.

Wie bei physischen PPAs erlauben auch CfDs Preiskorridore, innerhalb derer der Marktpreis gilt. Die Vertragspartner schützen sich so gegen Preisextreme, halten sich aber die Chance auf (für sie) günstigere Preise offen. Dies kann zum Beispiel für Großverbraucher mit einer gewissen Flexibilität sinnvoll sein. So könnte der Automobilzulieferer an einem Tag mit höheren Strompreisen weniger energieintensive Arbeitsschritte durchführen als an Tagen mit niedrigen Spotmarktpreisen.

Wie berechnen sich die Ausgleichszahlungen?

Dadurch, dass die Stromlieferungen nicht physisch erfolgen, stellt sich bei virtuellen PPAs noch eine weitere Frage: Für welche Mengen genau gelten die vereinbarten Ausgleichsmechanismen?

Die Gleichung dazu lautet: Ausgleichszahlung = (Strike Price – Market Price) × Menge

Meist ist es wie bei physischen PPAs: Entscheidend ist die tatsächlich erzeugte Strommenge der Anlage. Diese wird wie bei physischen Offsite-PPAs am Einspeisepunkt gemessen und durch einen unabhängigen Messstellenbetreiber bestätigt.
 
Alternativ kann eine fixe Menge vereinbart werden, die am standortspezifischen Kapazitätsfaktor bemessen wird. Damit ist allerdings immer noch nicht geklärt, welche Mengen für welchen Marktpreis gelten.

Eine Möglichkeit ist ein Baseload-PPA mit dem Day-ahead-Preis als Marktpreis. Dabei wird so getan, als würde durchgehend eine konstante Menge Strom fließen. Bei einer monatlichen Abrechnung würde dann der durchschnittliche Strompreis des Monats vom Strike Price abgezogen und mit den Stunden multipliziert. Resultat eines solchen Kontrakts ist, dass die Liefermenge zu einem fixen Preis geliefert wird, da die Differenzen zwischen Markt- und Fixpreis über den CfD ausgeglichen werden.
 
Eine andere Möglichkeit wäre, Indizes wie die Energy Weather Indices (enwex) als Faktor für die Mengen heranzuziehen. Solche Indizes prognostizieren die stündliche Einspeisung einer durchschnittlichen Anlage in einem Stromnetz gemessen an der Nennleistung der Anlage – im Grunde genommen also ein marktweiter, stündlicher, technologiespezifischer Kapazitätsfaktor. Die Day-ahead-Prognose kann dann als Basis für die Berechnung der virtuellen Liefermenge der PPA-Anlage dienen. 

Beispiel zur Berechnung der Ausgleichszahlungen

Nehmen wir Folgendes an: Unser Automobilzulieferer hat ein virtuelles Baseload-PPA über 10 MW und einem Strike Price von 80 EUR/MWh abgeschlossen. Angenommen der durchschnittliche Day-ahead-Preis lag in einem Monat bei 50 EUR/MWh. Dann ergibt sich folgende Berechnung für die Ausgleichszahlung:

Ausgleichszahlung = (80 – 50) EUR/MWh × 10 MW × 30 T × 24 h = 30 EUR/MWh × 7.200 MWh = 216.000 EUR

Der Automobilzulieferer müsste dem Produzenten also 216.000 EUR für den Monat Juli gutschreiben. Zusätzlich hatte er Stromkosten am Markt in Höhe von:

Stromzahlung= (50) EUR/MWh × 10 MW × 30 T × 24 h = 50 EUR/MWh × 7.200 MWh = 360.000 EUR

Seine gesamten Stromkosten beliefen sich also auf 360.000 EUR + 216.000 EUR für 7.200 MWh. Sein Strompreis lag also bei (576.000 EUR/ 7.200 MWh =) 80 EUR/MWh. Durch den CfD ist er also genau bei den geplanten 80 EUR/MWh gelandet. Läge der Strompreis beispielsweise im Januar bei 110 EUR/MWh findet der gleiche Mechanismus in die andere Richtung statt und der gesamte Strompreis läge wiederum bei 80 EUR/MWh.
Die Berechnung nach einer stündlichen Liefermenge nach einem Index funktioniert im Prinzip genauso. Nur dass sie für jede einzelne Stunde vollzogen werden muss.

Was sind die Vor- und Nachteile von virtuellen PPAs?

In vielerlei Hinsicht funktioniert das Hedging mittels PPA auf sehr ähnliche Weise – unabhängig von der Art der Lieferung. Auch die aufgezeigten Ausgleichszahlungen per CfD, sogar die auf Basis von Indizes, ließen sich auch auf physische Lieferungen anwenden. Dennoch gibt es einige Vor- und Nachteile, die virtuelle Stromlieferungen mit sich bringen. Volkswirtschaftlich sind insbesondere Allokationsvorteile zu beobachten.

Operationale Unterschiede

Virtuelle Stromlieferungen mögen im ersten Moment etwas komplexer erscheinen, da neben dem Preis auch die zugrunde zu legenden Mengen vertraglich festgehalten werden müssen, statt physische Lieferungen heranzuziehen. Letztlich müssen bei physischen Lieferungen aber genauso viele Zeiträume und Liefermengen verrechnet werden.
 
Ähnlich ist es mit dem Bilanzkreismanagement. Hier können virtuelle PPAs sogar einen Vorteil haben, da die Bilanzkreise von Lieferant und Abnehmer vollkommen unabhängig voneinander geführt werden. Die Entkoppelung von der physischen Lieferung vereinfacht die Strukturierung der Risiken und erfüllt gleichzeitig die Hedging-Ambitionen des Abnehmers. Dadurch sind sie ein eleganter Weg, das Bedürfnis des Abnehmers zu erfüllen.

Standortunabhängigkeit

Ursprünglich kommen virtuelle PPAs besonders dann zum Einsatz, wenn die physische Lieferung nicht möglich (z. B. andere Preiszone) oder auch gar nicht gewollt ist. Unternehmen haben dadurch die Möglichkeit ihren CO₂-Fußabdruck auch an Standorten zu reduzieren, an denen nicht ausreichend erneuerbar erzeugter Strom zur Verfügung steht. Gleichzeitig können sie ihre Risiken auch ohne eine physische Lieferung hedgen.

Andersherum können auf diese Weise Anlagen in Ländern profitieren, in denen die Bedingungen für die Verstromung erneuerbarer Energie besonders gut sind, aber die Nachfrage nach grünem Strom nicht ausreicht, um neue Projekte zu finanzieren.
Das vielleicht prominenteste Beispiel ist das Modell von Google. Der Tech-Konzern hat weltweit zahlreiche virtuelle PPAs abgeschlossen, um standortunabhängig Strom aus Wind- und Solarenergie-Anlagen in seine Bilanz einzurechnen.

Netzdienlichkeit

Virtuelle Stromlieferungen bieten – zumindest theoretisch – eine höhere Flexibilität bezüglich der Einspeisung und Entnahme von Strom. Dies gilt insbesondere gegenüber Onsite-PPAs.

Durch den Wegfall von Netzgebühren, Umlagen und Steuern bei Onsite-PPAs ergeben sich deutliche Fehlanreize beim Strombezug: Wenn an windigen Sommertagen der Strompreis in den – auch für Erneuerbare Energien – unprofitablen Bereich rutscht, ist dies ein Preissignal für Produzenten ihre Anlage zu drosseln oder vom Netz zu nehmen. Dieses Preissignal erreicht die Vertragspartner von Onsite-PPAs jedoch nicht oder nur unzureichend. Deshalb ist der Anreiz, den Strom aus der betreffenden Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen netzdienlich zu betreiben beziehungsweise zu vermarkten, deutlich niedriger als bei netzgebundenen Anlagen.

Darüber hinaus lohnen sich Onsite-PPAs häufig nur aufgrund von „regulatory Arbitrage“ (s.o.). Solche Anreize können politisch gewollt sein, um bestimmte Steuerungseffekte zu erzielen. Im Falle von Behind-the-meter-Lieferungen ist dies jedoch fragwürdig, weil sich Unternehmen oder Haushalte dadurch – zu Lasten der Allgemeinheit – der Zahlung von Netzentgelten und Umlagen entziehen, die der solidarischen Finanzierung der Stromnetze dienen, ohne die physische Infrastruktur systematisch zu entlasten.

Beispiel

Durch den direkten Bezug entlastet der Automobilzulieferer zwar das lokale Netz zu Zeiten der Einspeisung der eigenen Anlage. Wenn aber die Sonneneinstrahlung so hoch ist, dass sie derart viel Strom liefert, wäre es netzdienlicher, die Anlage abzuregeln und den Strom aus dem Netz zu beziehen. Der in solchen Phasen tendenziell niedrige Börsenpreis würde genau zu diesem Verhalten den Anreiz bieten. Für den Automobilzulieferer ist es aber weiterhin günstiger, den onsite produzierten Strom zu nutzen, da hierbei keine Nebenkosten anfallen.

Dieses Problem besteht bei netzgebundenen PPAs mit physischen Lieferungen nicht. Allerdings können PPAs mit Fixpreis-Mechanismen ganz allgemein Fehlanreize für Erzeuger und Verbraucher geben: Bei Stromknappheit haben die Verbraucher keinen Anreiz ihren Bedarf an die Situation anzupassen. Umgekehrt fehlt den Erzeugern auch bei bestimmten PPA-Konstruktionen ebenfalls der Anreiz, die Stromproduktion zu drosseln, obwohl ein Überangebot von erneuerbarem Strom besteht.

Eine Ausnahme bilden Ausgleichszahlungen, die an Indizes gebunden sind. Hier werden Ausgleichszahlungen unabhängig vom persönlichen Verhalten der beiden Vertragspartner geleistet. Dadurch haben beide Seiten weiterhin einen Anreiz ihre Produktion respektive ihren Verbrauch gemäß dem Preissignal an die Marktsituation anzupassen.

Grünes Image

Obwohl virtuelle PPAs potenzielle Vorteile bei der Ressourcenallokation und der Netzdienlichkeit haben, genießen physische Lieferungen in der Öffentlichkeit vielfach ein höheres Ansehen. Paradoxerweise gilt dies insbesondere für Onsite-PPAs: Die PV-Anlage auf dem Werksgelände zeigt nach außen, dass hier grüner Strom produziert wird. Ein Claim wie „Wir produzieren mit 100 % Ökostrom“ erhält damit eine höhere Glaubwürdigkeit, obwohl in den meisten Fällen trotzdem zusätzlich Netzstrom bezogen wird.

Kurz gesagt: Virtuelle PPAs bieten maximale geografische und vertragliche Flexibilität, sind aber eher ein Finanzinstrument als eine physische Stromversorgungslösung. Physische PPAs sind enger an den tatsächlichen Stromfluss gekoppelt und bieten oft auch netzgebührenbezogene Kostenvorteile, dafür aber weniger Standortfreiheit.

Fazit: Physisch liefert Strom, virtuell liefert Sicherheit

Ob physisch oder virtuell – beide PPA-Formen dienen dem Zweck, Marktrisiken bezüglich Preisen und Mengen zu hedgen. Während physische PPAs unmittelbarer wirken und eine direkte Lieferbeziehung abbilden, bieten virtuelle PPAs eine hohe Flexibilität – sowohl geografisch als auch vertraglich.
 
Welche Variante für einen Marktteilnehmer besser passt, hängt vom Verbrauchsprofil, der Marktposition und den Zielen der Vertragspartner ab. In einer grenzüberschreitenden ökonomischen Perspektive betrachtet bieten virtuelle PPAs tendenziell Vorteile gegenüber physischen Lieferungen. Dies gilt insbesondere im Vergleich zu Onsite-Modellen, die eine potenziell niedrigere Netzdienlichkeit aufweisen als netzgebundene Lieferungen.