Die Diversität der Vertragsstrukturen von Power Purchase Agreements (PPA) und der damit einhergehende Mangel an brauchbaren Indizes erschwert die richtige Einschätzung angebotener PPA-Preise. Was ist ein guter PPA-Preis, und mit welchen Mitteln kann das Potenzial genutzt werden, das in den Preis- und Mengenregelungen steckt? Mehr dazu in diesem Blogbeitrag.

Sie sehen in folgender Abbildung drei wichtige Indikatoren für die zukünftige Strompreisentwicklung im Zeitverlauf. Wann hätten Sie Ihren PPA am liebsten abgeschlossen?

Vergleich der Terminmarktpreise für zwei verschiedene Zeitpunkte des PPA-Abschlusses, Energy Brainpool

Abbildung 1: Vergleich der Terminmarktpreise für zwei verschiedene Zeitpunkte des PPA-Abschlusses

Die Einschätzung der langfristigen Preisentwicklung ist wesentlich dafür, ob ein Akteur zu einem „guten Preis“ abschließt. Der industrielle Großverbraucher schielt nach dem Closing-Zeitpunkt A. Währenddessen ist für den Anlagenbetreiber die jüngste Preisentwicklung positiv. Das bedeutet: Closing-Zeitpunkt B oder vielleicht noch später wären ein vergleichsweise gutes Ergebnis. Doch viele weitere Faktoren bestimmen den Markt, also der Reihe nach:

PPA-Markt in Deutschland: Käufer- oder Verkäufermarkt?

Wer hat bei PPA-Verhandlungen in Deutschland mehr Verhandlungsmacht? Käufer oder Verkäufer? Diese Frage lässt sich nicht pauschal beantworten. Die Rahmenbedingungen verändern sich je nach Bedürfnissen fortlaufend. Die im Vergleich zu Ländern wie Spanien überschaubare Anzahl an marktreifen PPA-Projekten spricht für einen verstärkten Wettbewerb unter PPA-interessierten Großverbrauchern oder Energieversorgungsunternehmen (EVU).

Dies gilt insbesondere dann, wenn interne Klimazielsetzungen oder langfristige PPA-Portfoliostrategien die Notwendigkeit eines PPA-Abschlusses auf Abnehmerseite steigern. In Zukunft dürfte die Anzahl marktreifer Projekte allerdings deutlich zunehmen.

Auf der anderen Seite steht diesen Projekten eine begrenzte Zahl an bonitätsstarken Abnehmern gegenüber, die etwaige Preisrisiken in ihre Bilanz aufnehmen können. Die Abnehmer haben mit der strukturierten Strombeschaffung an den Terminmärkten jederzeit eine komfortable Fall-back-Lösung, die Projekte brauchen den Stromabnehmer aber unbedingt.

Deshalb kann die Notwendigkeit des PPA-Abschlusses, aufgrund von Anforderungen im Rahmen der Projektfinanzierung auf Erzeugerseite, oftmals größer sein. Währenddessen schreiben Großverbraucher ihre PPA-Beschaffungsmengen vielerorts einfach aus und wählen das kompetitivste Angebot. Währenddessen haben große EVU eigene Standardverträge und setzen den „Anker“ bei Abnahmepreisen und Vertragsstrukturen.

Wir beobachten den Markt intensiv und haben den Eindruck gewonnen: Deutschland ist derzeit ein Käufermarkt. Doch gleich, ob Käufer- oder Verkäufermarkt: Kommt man in die Situation einer limitierten Verhandlungsposition, so stellt sich insbesondere für Neulinge im PPA-Geschäft die Frage – was kann ich konkret tun?

Die Grundlage: PPA-Preiskomponenten und Einflussgrößen verstehen

Zuerst muss ich verstehen, aus welchen Komponenten die mir angebotenen PPA-Preise bestehen und wie diese beeinflusst werden. Neben dem Basepreisniveau und dem technologie- und anlagenspezifischen Profilabschlag spielen je nach Vertragskonstrukt auch Risikoprämien und Vermarktungskosten eine Rolle. Abbildung 2 gibt hierzu einen Überblick.

fairer Wert eines PPA mit Laufzeit von 5 Jahren (zzgl. Laufendes), Fixpreis, Pay-as-prognosis, Bewertung zu Settlementpreisen am 07.09.2020 [Auszug aus dem kostenlosen PPA-Preismonitor von Energy Brainpool]

Abbildung 2: fairer Wert eines PPA mit Laufzeit von 5 Jahren (zzgl. Laufendes), Fixpreis, Pay-as-prognosis, Bewertung zu Settlementpreisen am 07.09.2020 [Auszug aus dem kostenlosen PPA-Preismonitor von Energy Brainpool]

In der Praxis werden diese Preiskomponenten manchmal zusammengefasst ausgewiesen. So könnte für die „as-produced“-Mengen eines Ü20-Windparks beispielsweise ein Preis von 36 EUR/MWh bei einer Risikoprämie von 2 EUR/MWh angeboten werden. Das ergibt einen effektiven PPA-Preis von 34 EUR/MWh. Der Preis enthält sowohl die Einschätzung des EVU über die künftige Entwicklung des Basepreises und des Profilabschlags. Demgegenüber deckt die Risikoprämie alle Erlösrisiken als auch die Vermarktungskosten ab.

Möglichkeit 1: Profil- und Risikoabschläge für unterschiedliche Anbieter und Vertragsstrukturen vergleichen.

Erhält ein Windparkbetreiber ein solches Angebot, so stellen sich einige Fragen:

  • Mit welchem Profilabschlag wurden die 36 EUR/MWh kalkuliert? Kann ich für meine Anlage eine höhere Profilwertigkeit nachweisen?
  • Welche Risikoprämien sind für dieses Vertragskonstrukt marktüblich? Gibt es alternative Vertragslaufzeiten oder Preis- und Mengenregelungen, deren Risiko-Rendite-Profil besser zu mir passt? Bei welchem Anbieter kostet die Bewirtschaftung meines Windparks innerhalb des jeweiligen Portfolios am wenigsten?

Aus Abnehmersicht sind diese Fragen umgekehrt zu stellen, zum Beispiel wie gut passt das Erzeugungsprofil dieser Anlage in mein Portfolio oder zu einem bestimmten Verbrauchslastgang? Eine solche Analyse kann ein erster Hebel sein, um die Konditionen für beide Parteien zu optimieren.

Check der PPA-Angebote

Unterstützung bei der Beantwortung dieser Fragen erhalten Sie mit unseren Sanity-Checks: Wir überprüfen für Sie die Ihnen vorliegenden PPA-Angebote höchstvertraulich mithilfe unserer Preis-Benchmarks und beraten Sie zum weiteren Vorgehen. Das Ziel: Sie verstehen, welche Vertragspartner am besten zu Ihnen passen. Darüber hinaus sehen Sie, welche Hebel Sie trotz eingeschränkten Verhandlungsraums betätigen können, um bei gegebener Risikobereitschaft Ihre Erlöschancen zu optimieren.

Für unser Fallbeispiel bedeutet das: Der Windparkbetreiber erhält oben genanntes Angebot. Er ist jedoch nicht so sehr auf einen Fixpreis angewiesen, da er einen Wartungsvertrag mit variabler Vergütung abgeschlossen hat. Außerdem ist er von einer steigenden Strompreisentwicklung überzeugt. Wäre der Preis nicht auf alle Mengen fixiert, wäre auch das Risiko für den Abnehmer geringer.

Auf Vorschlag des Betreibers vereinbaren beide Parteien daher Folgendes: Lediglich eine garantierte Mindestmenge (zum Beispiel 70 %) wird mit dem Fixpreis von 36 EUR/MWh vergütet. Die Über- oder Untererzeugung wird spotindiziert bepreist. Bei Untererzeugung werden Strafzahlungen fällig, dafür reduziert sich die Risikoprämie auf 1,50 EUR/MWh.

So übernimmt der Windparkbetreiber einen Teil des Preisrisikos, und verspricht sich dadurch eine höhere Rendite. Durch die Auseinandersetzung mit den Bestandteilen des PPA-Preises findet er also eine vertragliche Regelung, die besser zu seinem Risiko-Rendite-Profil passt.

Möglichkeit 2: Durch richtiges Timing einen günstigeren Preis erzielen.

Besonders für kürzere Laufzeiten sind die Preise am PPA-Markt häufig getrieben von den Entwicklungen am Terminmarkt. Klar, für den Käufer sind diese der zentrale Benchmark für eine Vergleichsbeschaffung. Die dortigen Base-Future-Preise repräsentieren die aktuelle Marktmeinung bezüglich des Wertes einer Grundlaststromlieferung der jeweils nächsten sechs Jahre, wovon jedoch nur die nächsten drei Jahre liquide gehandelt werden.

Über diesen Zeitraum hinaus verändern sich Preiseinflüsse wie z. B. der Kraftwerkspark, die Commodity-Preise oder die Stromnachfrage zunehmend, sodass eine fundamentale Modellierung erforderlich ist. Dennoch berücksichtigen viele Abnehmer diesen Umstand kaum und vertrauen stattdessen in erster Linie auf die Marktmeinung des Terminmarkts, indem sie diese in die fernere Zukunft fortschreiben. Beispielsweise wird der Preis der Fälligkeit „y+3“ inflationsbereinigt zur Bewertung von Stromlieferungen in y+4 bis y+10 herangezogen.

Solange dies so bleibt und PPA-Preisangebote an die aktuell vorherrschende Marktmeinung am Terminmarkt angepasst werden, gilt es diesen Markt zu verstehen. Ein kurzer Umriss: Die Preise dort verhalten sich relativ volatil, das sogenannte „Herdenverhalten“ der Händler führt regelmäßig zu Über- und Unterschätzungen des inneren Wertes einer Stromlieferung. Dieser innere Wert folgt dabei Preistrends, die es zu erkennen gilt.

Um mit der Wahl des „Log-in“-Zeitpunkts einen weiteren Hebel zur Erlösoptimierung in der Hand zu haben, sollte man sich intensiv mit folgenden Fragestellungen auseinandersetzen:

  • Überschätzt oder unterschätzt der Terminmarkt den inneren Wert gerade?
  • Welche Preistrends sind aktuell zu erkennen? Welche sind in den nächsten Wochen zu erwarten?
  • Ist jetzt ein guter Zeitpunkt zum Vertragsabschluss oder soll ich warten?

Sowohl die charttechnische Analyse als auch die fundamentale Modellierung können die Entscheidungsfindung hierbei unterstützen. Energy Brainpool entwickelt hierzu beispielsweise gerade einen eigenen Signalgeber, der sich aktuell noch in der Beta-Phase befindet. Dieser kombiniert die Analyse aktueller Terminmarktbewegungen mit fundamentalen Szenarioschwärmen, um ein möglichst breites Bild über mögliche Preisentwicklungen in den folgenden Tagen und Wochen zu erhalten.

Um einen Überblick über derartige Werkzeuge der Terminmarktanalyse zu erhalten, bietet sich unser „Inhouse-Workshop PPA-Log-in-Strategie“ an. Neben der Vermittlung von Kompetenzen steht dort die praktische Anwendung auf aktuelle Marktbewegungen im Vordergrund.

Wie groß ist der potenzielle Mehrwert durch die Ausnutzung dieser Möglichkeiten?

Im Vergleich zur Analyse der Risikoabschläge bietet vor allem eine optimierte Log-in-Strategie ein hohes Potenzial, um Erlöse zu steigern. Voraussetzung ist, dass das Pricing während der Verhandlungen an die aktuellen Terminmarktgegebenheiten angepasst wird. Veranschaulichen wir dies am Beispiel von Abbildung 1 weiter oben.

Beleuchten wir das Potenzial in vereinfachter Weise anhand unseres Fallbeispiels. Der Windparkbetreiber erhält das oben beschriebene Angebot zum PPA-Fixpreis von 36 EUR/MWh am 03.08. An diesem Tag liegt der diesem PPA-Preis zugrunde liegende Durchschnitt der EEX-Base-Futures für die Kalenderjahre 2021, 2022 und 2023 bei 42,37 EUR/MWh.

Nach einer Terminmarktanalyse kommt der Betreiber zu der Vermutung, dass der Terminmarkt aktuell unterbewertet ist. Deshalb wartet er mit dem Vertragsabschluss. Während der Verhandlung passt der Abnehmer das PPA-Preisangebot an die aktuellen Terminmarktbewegungen an. Nach einmonatiger Wartezeit schließt der Windparkbetreiber das PPA am 31.08. ab. Der Durchschnitt der EEX-Futures 2021 bis 2023 liegt bei knapp 45 EUR/MWh, der resultierende PPA-Preis bei 38,50 EUR/MWh (zzgl. Risikoabschlag von 1,50 EUR/MWh).

Wie wirkt sich die PPA-Preiserhöhung um 2,50 EUR/MWh auf die Gesamterlöse des Windparkbetreibers aus? Bei einer Laufzeit von drei Jahren ergibt sich für einen Windpark mit 30 MW und 1.500 Volllaststunden ein Mehrerlös von: 2,50 EUR/MWh x 1.500 h/a x 3 a x 30 MW = 337.500 EUR.

Sowohl für potenzielle PPA-Käufer– als auch Verkäufer wird mit diesem Beispiel deutlich: Manchmal kann Warten die richtige Strategie sein. Dieses Beispiel ist aktuell noch durch die niedrige Liquidität im PPA-Markt eingeschränkt, wie schon im Abschnitt „Käufer- oder Verkäufermarkt“ beschrieben ist.

Unser Angebot: der PPA-Sanity-Check

Wir begleiten Sie bei der Klärung aller Fragen rund um PPA und prüfen mit Ihnen gemeinsam die Preisangebote auf Herz und Nieren. Dadurch erhalten Sie einen Überblick über die Vor- und Nachteile der verschiedenen Vertragsstrukturen. Mehr zu den PPA-Sanity-Checks finden Sie hier. Passend dazu veranstalten wir gern bei Ihnen im Unternehmen den „PPA Strategie-Workshop: Terminmarktanalyse und PPA Log-In-Strategie“.

Sprechen Sie uns gern an!

Viele wissenswerte Informationen rund um PPA erhalten Sie auch in unseren offenen Seminaren Energy BrainSessions: