5 Fragen zu...PPA-Preisen

1.  Was sind Corporate Power Purchase Agreements?

Power Purchase Agreements (PPAs) sind langfristige Abnahmeverträge für Strom, die bilateral zwischen Stromerzeugern und Energieversorgern, Direktvermarktern oder großen Verbrauchern abgeschlossen werden. Sie bieten beiden Vertragspartnern stabile und prognostizierbare Bedingungen und Preise. Von Corporate Power Purchase Agreements (CPPAs) spricht man, wenn der Käufer ein Unternehmen mit großem Stromverbrauch ist.

2.  Wie werden CPPAs bepreist?

Die Tatsache, ob das PPA zwischen Stromproduzenten und Energieversorgern oder Direktvermarktern oder unmittelbar zwischen Stromproduzenten und (Groß-) Abnehmern geschlossen wird, hat in der Regel keine nennenswerten Auswirkungen auf die Preisbildung. Maßgeblich sind hierfür eher Wert- und Risikokomponenten: Als Wertkomponenten bezeichnet man die erwarteten Preise und den sich daraus ergebenden Marktwert für eine Erneuerbare-Energien-Anlage. Hierzu gehören der Baseload-Preis, Profilkosten, Ausgleichsenergiekosten und Herkunftsnachweise. Die Tatsache, dass sich Mengen und Preise in der Realität anders entwickeln als prognostiziert, macht Risikoaufschläge unabdingbar. Hierzu gehören Volumen- und Profilrisiken, Diversifikation, Hedgingkosten und Kreditrisiken.

3. Welche Chancen und Risiken haben die Vertragspartner?

Sowohl für den Stromproduzenten als auch für den Abnehmer bieten PPAs vor allem eines: langfristige Planbarkeit bezüglich Volumen und Preis. Für ein PPA definieren Käufer und Produzent – oder Versorger oder Direktvermarkter – Liefermengen, die über eine fixierte Zeit und Struktur geliefert werden. Dabei können sich die Produkte recht nah am tatsächlichen Produktionsprofil und Produktionsvolumen orientieren. Risiken wie wetterbedingte Produktionsschwankungen können so besser zwischen Produzenten und Käufer verteilt werden.

Neben der Absicherung der Beschaffung hat der Käufer zusätzliche – und in der heutigen Zeit bedeutende – Vorteile: Er kann in Erneuerbare-Energien-Anlagen produzierten Strom direkt beziehen und nicht nur über Zertifikate ein grünes Attribut kaufen und zudem lassen sich für ein PPA-Projekt oftmals sogar regionale Anlagen oder Parks auswählen. Damit kommen Unternehmen ihren Klimazielen näher und können das Thema Nachhaltigkeit zusätzlich positiv für ihre Kommunikation nutzen. 

4. Wie ist die historische Preisentwicklung für PPAs?

PPAs unterliegen komplexen Pricing-Strukturen. Vor allem für die langfristigen Prognosen – PPAs haben oft Laufzeiten von zehn oder mehr Jahren – braucht es fundierte Fundamentalmodelle. Die starke Preisvolatilität der zurückliegenden zwölf Monate verdeutlicht, dass eine profunde Analyse und Bewertung der Preise von immer größerer Bedeutung ist. Preisindizes von externen Researchern können dabei helfen, zum Beispiel der PPA-Preisindex PEXA Germany¹, der die Preisentwicklung gemittelt für die Technologien Solar, Onshore- und Offshore-Wind in Deutschland zeigt, oder der europaweite PPA-Index EURO Composite², der zusätzlich zu den Technologien Mittelwerte aus allen europäischen Ländern auf Basis von 10-jährigen pay-as-produced PPA-Preisen bildet. Er ist zwischen September 2021 und Oktober 2022 stark gestiegen und beträgt mit Stand Oktober 87,50 Euro/MWh³.

Zu den maßgeblichen Einflussfaktoren gehört der starke Anstieg für Gas, Kohle und CO₂. Vor allem der Krieg in der Ukraine und die gestoppten Gaslieferungen verstärken den Preisanstieg zusätzlich⁴. Er hat über alle Industrien und den Energiemarkt hinweg gezeigt, wie abhängig wir vom günstigen russischen Gas waren.

5. Wie werden sich die Preise in der Zukunft entwickeln?

Am 15. November waren die deutschen Gasspeicher zu 100 Prozent gefüllt– auch dank der bis dahin eher sommerlichen Temperaturen im Herbst. Zusammen mit den politischen Bekräftigungen, Verbraucherinnen und Verbraucher zu unterstützen führte dies zu entspannteren Preisen auf den Commodity-Märkten. Dennoch kehrt mit Blick auf die bevorstehende Heizperiode keine Normalität oder gar Gelassenheit ein, denn vieles hängt davon ab, ob die LNG-Lieferungen nach Europa ausreichend sind, wie schnell Regasifizierungs- und Transportkapazitäten errichtet werden und wie kalt der Winter wird. So wurde und wird die Gaskrise zur Stromkrise, zusätzlich verstärkt durch historisch niedrige Kernkraft-Kapazitäten in Frankreich⁵.

Im Strom handelte das Frontjahr Cal 2023 Base im Herbst etwa fünfmal höher als im Vorjahr und wir sehen eine ausgeprägte Backwardation – das bedeutet, dass die Preise in der näheren Zukunft höher handeln als Kontrakte, die weiter in der Zukunft liegen. Diese Situation führt dazu, dass die Risikoaufschläge auch im PPA-Markt steigen und das Volumen eher abnimmt⁶.

Für den bevorstehenden Winter sehen die meisten Researcher die Aussichten aufgrund der geopolitischen Lage eher bullish und weiterhin volatil. Nur eine ausgeprägte Rezession könnte dies substanziell ändern. Zusätzlich befinden sich die Märkte in einer Wartestellung in Bezug auf die geplanten politischen Mechanismen. Im schlimmsten Fall werden diese die Unsicherheit eher noch erhöhen und damit auch Investitionen für den Ausbau der Erneuerbaren bremsen. 

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¹ www.pexapark.com
² Pexapark, PPA Times, Special Edition: Reflections on an 'unprecedented' year, September 2022, S. 8.
³ Pexapark, PPA Times, October 2022, S. 8.
⁴ Deutsche Energie-Agentur (Hrsg.), Preisleitfaden Green PPA. Ein Leitfaden für Stromerzeuger und -abnehmer sowie Projektfinanzierer, Berlin, 2022, S. 3.
⁵ Pexapark, PPA Times, S. 6.
⁶ Pexapark, European PPA Market Outlook, 2022, S. 4.