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Corporate Green PPAs - Ökonomische Analyse

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ABB 5 Die primären

ABB 5 Die primären PPA-Vertragsklauseln sind entscheidend für die Risikoallokation zwischen den Vertragsparteien Marktrisikoallokation Primäre Vertragsklauseln Anlage Abnehmer • Vertragsklauseln verteilen das Marktrisiko zwischen den Parteien • Risikoverteilung ist ein Nullsummenspiel, sofern keine Partei das Risiko besser tragen kann • Risiko sollte von jener Partei getragen werden, die das Risiko am besten tragen kann, um den Vertragswert zu maximieren Volumen Mengen Dauer Vergütung • Festpreis • Indizierung, z.B. auf Großhandelspreis • Indizierung mit Ober-/ Untergrenze • 9 Jahre • Wie erzeugt • Mindestliefermenge • Festes Profil • Baseload-Profil AER Template 2018 PPA-Anlage 1 Abbildung 5: Ausgestaltung primärer PPA-Vertragsklauseln und Auswirkung auf Risikoallokation zwischen Anlage und Abnehmer Während Erzeuger mit längeren PPA-Laufzeiten mit größerer Ertragssicherheit und somit höheren Fremdkapitalanteilen bei der Finanzierung rechnen können, gehen diese Laufzeiten gleichzeitig mit höheren Risiken für den Abnehmer einher, da insbesondere die Preisunsicherheit mit einer längeren Vertragsdauer zunimmt. Deshalb sind langfristige PPA-Verträge für neu gebaute EE-Anlagen derzeitig eine notwendige Bedingung. Dies kann sich über die nächsten Jahre ändern, da viele Unternehmen als PPA-Abnehmer kürzere Laufzeiten bevorzugen. Dies zeigt sich bereits in anderen europäischen Ländern, wo Banken auch mittelfristige Abnahmeverträge von fünf bis neun Jahren für eine Projekt finanzierung akzeptieren. In Deutschland sind kurze Laufzeiten von fünf Jahren und weniger eher ein Sonderfall, der damit zusammenhängt, dass insbesondere im Wind-Onshore-Bereich ab 2021 Anlagen aus der EEG-Vergütung fallen, aber noch weitere Jahre im Betrieb gehalten werden sollen. Eine weitere wichtige Vertragsklausel betrifft die produzierte Strommenge, zu deren Lieferung sich der Erzeuger verpflichtet. Auch hier gibt es verschiedene Ausgestaltungsmöglichkeiten, die wiederum die Risikoverteilung zwischen Erzeuger und Abnehmer beeinflussen. Wenn der Anbieter sich lediglich dazu verpflichtet, die erzeugte Strommenge zu liefern – ohne Festlegung einer Mindestmenge –, spricht man von einem „wie erzeugt“-Stromliefervertrag. Hier trägt der Abnehmer das volle Risiko, da dieser die restliche Strommenge je nach Lieferungsvolumen zukaufen muss. Im Gegensatz dazu stehen Modelle, in denen sich der Anlagenbetreiber verpflichtet, eine Mindestliefermenge zu erbringen. Andere Optionen sind ein festes bzw. ein Grundlastprofil, welche gegenwärtig aber noch keine Rolle spielen. 3.2.3 Sekundäre Vertragsklauseln In den sekundären Vertragsklauseln des PPA werden zusätzliche Vertragsvereinbarungen beschrieben, die über die primären Vertragsklauseln, wie Vergütung, Dauer und Strommenge, hinausgehen. Beispielsweise werden in den sekundären Vertragsklauseln vertragliche Verpflichtungen im Falle regulatorischer Änderungen oder von Abregelung durch den Regulator definiert. Hier wird explizit formuliert, welche Vertragspartei welches Risiko trägt, beispielsweise, ob ein Abnehmer auch bei Abregelung bezahlt oder nicht. Diese Regelungen können sich auch auf die Bepreisung auswirken. In Ländern mit einem entwickelten PPA-Markt lässt sich zudem beobachten, dass die sekundären Vertragsklauseln über die Zeit standardisiert werden und somit eine geringere Rolle in der rechtlichen und wirtschaftlichen Bewertung eines einzelnen PPA spielen. Eine Betrachtung der sekundären Vertragsklauseln geht über den Fokus dieser Analyse hinaus. 10 Grundlagen

04 Preis- und Wertkomponenten Für die zukünftige Finanzierung von Anlagen über den Markt wird es zentral sein, dass Abnehmer einen angemessenen Preis für grünen Strom zahlen und Erzeuger so die Möglichkeit erhalten, genügend Finanzmittel am Kapitalmarkt zu bekommen. Dabei sollten Risiken und Wertkomponenten so in den einzelnen Verträgen berücksichtigt werden, dass die realen Kosten für beide Seiten möglichst transparent abgebildet werden. Der fairen und marktgerechten Verteilung von Risiken und Chancen kommt also eine zentrale Rolle zu. Die Bewertung von Corporate Green PPAs 4 erfordert ein Verständnis sowohl des durchschnittlichen Wertes der vertraglich vereinbarten Stromlieferung als auch der Vertragsbedingungen, die die Risiken verteilen. Der faire Vertragspreis eines PPA hängt daher von drei Schlüsselfaktoren ab: den künftigen Strompreisentwicklungen, dem Wert des Grünstroms (bzw. der Herkunftsnachweise) und der Bewertung des Risikos (Abbildung 6). ABB 6 Unsere Methodik bewertet den fairen Wert eines PPA entlang der einzelnen Werttreiber Kostenabschlag spiegelt das Risiko des Abnehmers wider, dass die Börsenstrompreise nach Unterzeichnung des PPA unter den PPA-Festpreis sinken Vertragsbeispiel: Dauer: 12 Jahre (ab 2022) Preis: Festpreis Volumen: wie erzeugt & keine Abregelung a b Wert des Grünstroms c Künftige Strompreisentwicklung Risikobewertung 12.1 0.9 0.6 6.1 0.0 57.3 44.3 38.8 Grundlastpreis Kosten Ausgleichsenergie Anlagenprofil Wert des Stroms HKN Kosten für Kapital im Risiko Marge Fairer Preis AER Template 2018 Abbildung 6: Preis- Source: und Aurora Wertkomponenten Energy Research eines PPA in EUR/MWh 2 4 Die Analyse beruht auf Auroras Bewertungsansatz von Corporate Green PPAs. Preis- und Wertkomponenten 11

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