Das PPA ist tot, es lebe das PPA: Direkte Stromlieferverträge für Solarstrom haben aufgrund des Preisverfalls derzeit nur noch als hybride PPAs, bei dem der co-lokierte Speicher eine passgenaue Lieferung bereitstellt, eine Zukunft. Dieses neue Geschäftsmodell kommt zunehmend von der Theorie in die Umsetzung.
Anwar Darwich, Commercial Director von MaxSolar, spricht im Interview dabei über das mit DB Energie abgeschlossene Hybrid-PPA seiner Firma, das Pay-as-Nominated-Prinzip und die Rolle des Batteriespeichers.
Hybride PPAs sind Vermarktungsverträge für die Anlagenkombination aus PV und Batterie bzw. Erzeugungstechnologie und Speicher. Das Besondere am Geschäftsmodell: Anders als etwa unser Direktvermarktungsvertrag mit MVV, bei dem die PV-Anlage weiterhin über das EEG vergütet wird, geht es beim PPA mit DB Energie um eine subventionsfreie Anlage, für die wir langfristige Erlöse mit einem Abnehmer fixieren, der auch das Abnahmerisiko trägt.
Ich glaube, diese Rolle wird immer größer. Das klassische Solar-Standalone-PPA hat sich zwar etabliert, aber die Solarbranche steht seit rund zwei Jahren stark unter Druck: negative Preise, Redispatch-Maßnahmen und marktbedingte Abregelungen reduzieren die vergütete Menge. Hinzu kommt, dass Netzanschlüsse sowohl bei uns in Deutschland wie europaweit knappe Güter geworden sind. Durch Hybridisierung lässt sich der Netzanschluss besser monetarisieren. Es geht nicht mehr nur um maximale Produktion, sondern um die Optimierung von Netzanschlussnutzen und Erzeugungswert. Deshalb sehe ich hybride Projekte nicht mehr als Nischenkonstrukt, sondern als künftigen Standard. Die Batterie wird Teil des Projekts wie z.B. ein Wechselrichter.
Bei der Vermarktung von Strom gibt es unterschiedliche Modelle: pay-as-produced, pay-as-nominated oder pay-as-forecasted (dh. Abrechnung auf Basis der am Vortag prognostizierten Strommenge, bei der das Risiko von Erzeugungsschwankungen beim Anlagenbetreiber liegt – Anm. der Redaktion). Eine reine PV-Anlage kann kein Baseload-Profil garantieren. Eine feste Erzeugung ist einfach nicht möglich. Beim klassischen pay-as-produced Modell wurde deshalb so vergütet, wie Sonne und Wetter es hergaben, und das Wetterrisiko lag nicht bei uns.
Ein hybrides PPA ändert genau das. Dank der Flexibilisierung durch die Batterie können wir Mengen von schwachen auf wertvolle, teure Stunden verschieben, dorthin, wo der Abnehmer den größten Mehrwert sieht. Damit kommen wir weg vom starren pay-as-produced- und hin zum pay-as-nominated-Modell. Wir nominieren ein festes Profil im Bilanzkreis des Abnehmers und übernehmen die Verpflichtung, es unabhängig vom Wetter zu liefern. Da trotz Batterie ein Abweichungsrisiko bleibt, übernimmt das ein Dritter, ein sogenannter Direktvermarkter oder Optimierer, der die Menge nötigenfalls aus seinem eigenen Bilanzkreis glattzieht.
Für viele Abnehmer, gerade Industriekunden, zählt vor allem Zuverlässigkeit und Erlösplanbarkeit. Es geht nicht nur um günstigen Strom, sondern darum, dies planbar und mit einer gewissen Garantie zu machen. Das war von Anfang an unsere gemeinsame Grundvoraussetzung, weil dadurch für beide Seiten Mehrwert entsteht. Wir kommen weg vom klassischen Konstrukt und DB Energie bekommt die Planbarkeit, Zuverlässigkeit und Flexibilität, die sie braucht.
Pay-as-nominated heißt konkret: MaxSolar stimmt mit der DB die Nominierung ab. Damit wird definiert welche Menge zu welchem Preis geliefert und vergütet wird, inklusive Fahrplänen und Prognosen. Das ist für sie relevant, weil sie damit nicht nur bei uns, sondern über alle Abnehmer hinweg ihre eigenen Aktivitäten besser steuern und mit günstigerem erneuerbarem Strom bedienen können. Am Ende ist genau das die Leistung des Stromspeichers, dass die Menge von der Quelle zu den gewünschten Stunden geliefert wird.
Die erste Herausforderung war, wie wir diese Idee vertraglich vereinbaren. Wir kannten beide klassische Solar-PPAs und Flexibilitätsverträge, aber wie verzahnt man die zwei Konstrukte? Und das kurzfristig, weil die Vertragsgrundlage der erste Schritt für die Finanzierung war.
Kommerziell waren wir uns zum Glück von Anfang an einig, wer welche Risiken übernehmen kann. Auch die Zusammenarbeit war sehr kollegial und konstruktiv. Die kleinen, aber wichtigen Details zeigten sich erst, als wir alle Business Cases und Szenarien durchdekliniert haben.
Was passiert, wenn eine gewisse Verfügbarkeit nicht erreicht wird? Wie misst man die Verfügbarkeit von PV-Anlage und Batterie, wenn, anders als bei klassischen PV- oder Batterie-PPAs, eine Anlagenkombination als Bundle-Projekt betrachtet wird? Die technischen Parameter mussten wir deshalb gemeinsam entwickeln, weil es für beide Seiten keinen Referenzfall gab.
Dazu kamen regulatorische Unsicherheiten. Während bei negativen Preisen von Anfang an klar war, wer welches Risiko trägt, war beispielsweise offen, wie man Redispatch-Maßnahmen vertraglich behandelt und wann die Batterie laden darf. Dies hängt nämlich vom Gesetzgeber und den Netzbetreibern ab, deren Vorgaben sich bis zur Projektumsetzung noch ändern können. Da hilft es, einen Partner zu haben, der bereit ist, gemeinsam Neuland zu betreten und gewisse Risiken mitzutragen. Die größte Herausforderung war letztlich, eine Blaupause trotz Risiken auf Projekt-, Markt- und Gesetzesebene zu schaffen. Mit dem Ergebnis sind wir sehr zufrieden.
Für uns als Entwickler zählt vor allem langfristige Erlössicherheit, gerade im Hinblick auf die Bankfähigkeit, weil die meisten von uns in eine Projektfinanzierung einsteigen wollen. Dafür braucht es einen zuverlässigen Partner, der die vertraglich vereinbarte Verantwortung auch trägt, und das Ganze muss natürlich wirtschaftlich Sinn machen. Für DB Energie als Abnehmer war dagegen die Versorgungssicherheit und Planbarkeit am wichtigsten. Grüner Strom muss nicht nur kosteneffizient sein, sondern auch in den Stunden zur Verfügung stehen, in denen er den größten Mehrwert bringt, damit sie ihre Aktivitäten entsprechend planen können.
Am wichtigsten für beide Seiten war letztlich, dass wir gemeinsam incentiviert waren, diese Blaupause zu schaffen. Für uns als MaxSolar, weil wir mit dem alten Modell keine nachhaltige Perspektive mehr gesehen haben und uns proaktiv weiterentwickeln mussten und müssen. Für Abnehmer generell, weil wer zuerst den Schritt macht, davon am meisten profitiert. Den Mehrwert sehen wir schon in unserer Pipeline, in der wir diese Blaupause für weitere Projekte nutzen können.
Man sollte vor allem nicht unterschätzen wie zeitaufwendig es ist, ein Konzept zwischen drei Parteien – uns, dem Abnehmer und dem Dritten, der das Prognoserisiko übernimmt – abzustimmen und vertraglich zu vereinbaren, insbesondere, wenn noch keinen Standard dafür gibt. Das ist unsere wichtigste Lesson Learned. Gleichzeitig entwickelt sich der Markt sehr dynamisch. Was heute als Blaupause gilt, kann in wenigen Monaten bereits anders aussehen. Das haben wir auch bei anderen, aktuell verhandelten Projekten gesehen, wo es für dasselbe Problem mehrere Lösungen gibt. Es erfordert viel Zeit, Ressourcen und Abstimmung, sowohl zwischen den Vertragspartnern als auch intern mit Finanzierungspartnern, Gesellschaftern und Management.
Ein zweites Lesson Learned ist deshalb, pragmatisch zu bleiben. Wenn man das Komplexe wirklich vereinfachen und einfach erklären kann, ist das mehr wert, als jedes Detail und jedes mögliche Szenario im Voraus zu diskutieren. Wichtig ist, dass das Grundgerüst stimmt und man mit dem Partner in engen Austausch bleibt, wenn Fragen oder Unklarheiten aufkommen.
Auch hier ist es wichtig, pragmatisch zu bleiben. Die Ergänzung einer zusätzlichen Technologie macht aus einem PV-PPA kein völlig neues Konstrukt. Am Ende geht es weiterhin darum, dass eine Erzeugungsanlage Strom vermarktet und der Abnehmer weiß, zu welchem Wert und in welchen Stunden er bereit ist, diesen Strom abzunehmen.
Insbesondere Industriekunden, die nicht so tief in der Thematik stecken, würde ich empfehlen, sich erst zu informieren und anschließend intern abzustimmen, was bei der Grünstrombeschaffung wirklich wichtig ist. In der Vergangenheit hieß es oft nur „wir brauchen Grünstrom, also lass uns schnell ein Solarpark-PPA unterschreiben“ und dadurch sind viele PPAs entstanden, die nicht zu den tatsächlichen Anforderungen der Abnehmer passten. Bei Unsicherheiten lohnt sich daher die Beauftragung eines unabhängigen Experten oder Beraters, denn meine Einschätzung bleibt am Ende die eines Vermarkters. Gleichzeitig ist es mir wichtig, dass wir in der Energiebranche weiterhin offen Wissen zwischen Anlagenbetreibern, Beratern, Vermarktern und Behörden teilen. Hybrides PPAs sind heute für viele Marktteilnehmer noch neu, dürften sich aber in den kommenden sechs bis zwölf Monaten zum neuen Standard etablieren. Man sollte daher die Angst davor verlieren.