Power-Purchase-Agreements (PPAs) sind gefragt. Diese Vertrags-Konstrukte, die meist für die direkte Lieferung von grünem Strom verwendet werden, bekommen klangvolle Namen wie „Trendverträge“, „Motor für die Innovation“ oder „Booster für die Energiewende“. Was ist dran an den Wunderverträgen und welche Unterschiede gibt es bei PPAs?

Grundsätzlich lohnt es sich, bei PPAs nachzurechnen. Sowohl für Anlagenbetreiber als auch Energiehändler bieten die Verträge sowohl Chancen als auch Risiken. Insbesondere für Anlagen außerhalb des EEG sind sie eine gute Option. Syneco unterstützt als Dienstleister.

Unter den Begriff PPA fallen diverse Formen von Lieferverträgen für Strom ausEnergieerzeugungsanlagen. „PPA ist nicht gleich PPA“, sagt Sebastian Stiefel, Produktmanager und Experte für Direktlieferverträge bei Syneco. Die Konditionen, die Vertragsparteien und die Motivation zum Abschluss unterscheiden sich teils deutlich. Und damit auch die Attraktivität solcher Verträge für einzelne Vertragspartner.

Vermittlung beim Abschluss

Das Handels- und Dienstleistungsunternehmen Syneco vermittelt beim Abschluss der komplexen Kontrakte zwischen Erzeugern und Energieeinkäufern, nicht aber bei PPAs zwischen Vertrieben und großen Endkunden. „Wir arbeiten als PPA-Dienstleister für Stadtwerke und Regionalversorger. Syneco liefert die PPA-Strommengen ohne Aufschlag, da Syneco die Risiken derzeit nicht übernimmt. Wir vermitteln den Vertragspreis und erheben für die erforderlichen PPA-Services eine jährliche Dienstleistungsgebühr“, erklärt Stiefel. Wichtig ist für Stiefel, die Risiken von Direktlieferverträgen im Blick zu halten. Diese bestehen dabei auf allen Seiten: „Die potenziellen Risiken machen die Verträge komplex und hängen von den Rahmenbedingungen des jeweiligen Lieferkonstrukts ab. Wir haben bei verschiedenen PPA-Abschlüssen Stadtwerke als Abnehmer begleitet. Diese haben sich vor allem für Pay-as-Produced-Verträge entschieden, wir können über externe Handelspartner aber auch Pay-as-Nominated-PPAs anbieten.“ Bei diesen Verträgen richten sich die gelieferte Strommenge nach dem Day-Ahead-Markt und den Wetterprognosen für die Erzeugung der Anlage am kommenden Tag. „Das Produktionsrisiko trägt dabei meistens der vorgelagerte Energiehändler oder Anlagenbetreiber“, so Stiefel. Überschüssiger Strom landet schlimmstenfalls zu negativen Preisen an der Börse. Fehlmengen muss der Energieeinkauf eventuell am Spotmarkt beschaffen.

Beispiel Solarpark in Baden-Württemberg

Der Strom des Solarparks Gickelfeld wird mittels PPAs vermarktet

Die Vorteile von PPAs belegt die PV-Anlage Gickelfeld mit insgesamt 68 Megawatt Erzeugungsleistung, die Mitte 2024 feierlich in den Betrieb ging. Die Thüga Erneuerbare Energien (THEE) betreibt einen Teil des aktuell größten Solarparks in Baden-Württemberg: 38 Megawatt Erzeugung verantwortet die THEE, einen weiteren Teil mit 30 Megawatt betreibt die EnBW. Über die gesamte Stromproduktion der THEE haben Syneco und Anlagenbetreiber ein PPA abgeschlossen. Diese Strommenge teilt Syneco in sechs Teile auf und gibt die Einzelmengen über weitere PPAs an Unternehmen der Thüga-Gruppe weiter. „Aktuell ist es für uns noch erforderlich, dass wir die komplette Strommenge back-to-back weitergeben“, so Stiefel. „Wir als Syneco übernehmen derzeit noch keine Handelsrisiken aus PPAs, aber wir unterstützen Abnehmer mit unseren Erzeugungsprognosen und Handelsprozessen ,as a Service‘ bei der Risikominimierung.“ Im Worst Case entstehen durch Differenzen zwischen PPA-Lieferungen und Erzeugungsprognosen Preisrisiken, beispielsweise durch negative Spot-Preise oder hohe Preise für Ausgleichsenergie. Syneco empfiehlt daher einen PPA-Anteil von maximal 15 bis 25 Prozent im Einkaufsportfolio eines Versorgers, abhängig von dessen Kundenportfolio. Die Anlage in Külsheim kann als Beispiel für Versorger gelten, die selbst größere Anlagen errichten möchten. An der THEE sind rund 50 Versorger der Thüga-Gruppe direkt als Kommanditisten beteiligt. Der Vorteil des PPA-Konstrukts von Gickelfeld: Wenn ein Versorger, der gleichzeitig THEE-Kommanditist ist, den Stromliefervertrag mit seiner eigenen Anlage abschließt und eine Teilmenge des dort erzeugten Stroms via PPA selbst bezieht, vermarktet er eigenerzeugten Strom und erzielt mit der Anlagenbeteiligung und der Vermarktung der restlichen Strommenge weitere Gewinne. Für Errichtung, Betrieb und Vermarktung stehen THEE und Syneco als Partner bereit.

Nachrechnen lohnt sich

Nicht immer sind PPAs für Anlagenbetreiber die erste Wahl, denn PV-Anlagen bis 50 Megawatt Erzeugungsleistung sind im EEG förderberechtigt. Nachrechnen lohnt sich also, so Andreas Grad. Der Spezialist für Erneuerbare Erzeugungsanlagen im Kompetenzteam Erzeugung der Thüga erklärt: „PPAs geben größere Gestaltungsfreiheiten als der Förderrahmen und können im regionalen Kontext sehr interessant sein. Also wenn Erzeuger und Abnehmer direkt in der Region miteinander verhandeln und die Kunden Wert darauf legen, tatsächlich regional produzierten Grünstrom zu beziehen. „Wir empfehlen, pro Anlage regelmäßig zu prüfen, welche Vermarktung bessere Preise erzielt und risikoärmer ist.“ Denn die Vermarktung innerhalb des EEG ist eine gute Option, um Risiken zu minimieren. „Grundsätzlich gilt es aus unserer Sicht, lange PPA-Laufzeiten von beispielsweise mehr als vier Jahren zu vermeiden.“ Denn ein weiterer Vorteil der Vermarktung nach dem EEG ist: Der Wechsel in die sonstige Direktvermarktung (zum Beispiel Vermarktung per PPA) kann monatlich beantragt werden.

EEG-Förderung zur Absicherung

Auch wenn eine Anlage den Zuschlag bei der EEG-Ausschreibung erhält, können Anlagenbetreiber prüfen, ob ein PPA die bessere Vermarktungsoption ist, und entscheiden, aus der EEG-Förderung auszusteigen. Die Rückkehr ist ebenfalls möglich, kürzere PPA-Laufzeiten erleichtern diese. Folgende Vermarktungsoption schließt Grad aus: „Was wir für Solaranlagen definitiv nicht empfehlen, ist die sonstige Direktvermarktung ohne einen abgeschlossenen PPA. Also beispielsweise die reine Börsenvermarktung. Da sind aus unserer Sicht die Risiken deutlich zu hoch.“ Beim Abschluss von Direktlieferverträgen ist die klare Empfehlung des Erzeugungs-Experten, diese als „Pay as Produced“ – also nur die Mengen, die produziert und geliefert werden, zahlt der Abnehmer – abzuschließen: „Für Anlagenbetreiber ist das mit Abstand die sicherste PPA-Variante.“ Auch gegenüber der Einspeisung innerhalb des EEG kann eine Vermarktung als „Pay as Produced“ Vorteile haben. In Zeiten negativer Börsenpreise, die länger als drei Stunden andauern, erhalten Anlagenbetreiber innerhalb der EEG-Förderung nicht mehr die komplette Vergütung, sondern nur noch den Marktwert des erzeugten Solarstroms vergütet. Ab 2027 wird diese Regelung schon bei einer Stunde mit negativem Börsenpreis angewendet.

Keine Option bei Windkraft

„Für Onshore-Windenergieanlagen sehen wir aktuell keine Vermarktungsmöglichkeit über PPAs“, sagt Thomas Walther, Geschäftsführer der THEE. „Bei Windenergie ist das EEG die bessere Alternative, PPAs sind von den Preisen her betrachtet nicht konkurrenzfähig.“ Es gibt aber auch hier Sonderfälle: Die Syneco bietet PPA-Dienstleistungen für Windkraft an. „Wir denken dabei an spezielle Konstellationen“, sagt Sebastian Stiefel vom Handelshaus Syneco. Bei kleinen Windenergie-Anlagen im Eigenbetrieb, deren komplette Strommenge direkt vermarktet wird – entweder hausintern an den eigenen Energievertrieb oder an einen einzelnen Kunden –, bieten PPAs Vorteile. „Wir nennen unser Produkt dafür ‚PPA-light‘“, erklärt Stiefel. „Bei mehreren Stadtwerken haben wir an Vertrags- und Preisgestaltung mitgearbeitet und die PPA-light- Prozesse angewendet.“ Diese Stadtwerke beziehen die Energiemengen aus Wind- oder Solaranlagen direkt mittels PPAs. Syneco unterstützt beim PPA-Management in den Bilanzkreisen der Abnehmer.