In den Schlagzeilen waren in den vergangenen Wochen vor allem die Spot- und Terminpreise am Strom- und Gasmarkt. Doch wie hat sich der Markt für Erneuerbaren-Direktverträge, auch PPA genannt, entwickelt? Wir haben bei Jens Hollstein vom Schweizer IT- und Beratungshaus Pexapark nachgefragt, das den PPA-Markt engmaschig verfolgt.
Herr Hollstein, wie hat sich der PPA-Markt in den vergangenen Monaten entwickelt?
Beginnen wir mit dem Kurzfristmarkt, an dem insbesondere ausgeförderte EEG-Anlagen teilnehmen und der aufgrund der hohen Preise auch von EEG-Projekten genutzt wird, um sich kurzfristig abzusichern. Dieser ist in den vergangenen Monaten im Zuge enorm gestiegener Stromhandelspreise heiß gelaufen.
Am langfristigen PPA-Markt hingegen, bei dem es üblicherweise um Anlagen geht, die erst noch gebaut und finanziert werden, führte vor allem die Sommerrallye am Strommarkt dazu, dass eine Reihe von Abnehmern mit einem Vertragsabschluss gezögert haben dürften. Das hat sich im Herbst wieder etwas normalisiert. Wir gehen bei Pexapark davon aus, dass wir noch einige langfristige PPA-Abschlüsse bis zum Jahresende sehen werden.
An den Stromterminmärkten brachten enorme Sicherheitshinterlegungen manchen Versorger in schwere Nöte. Wie haben sich die Preisschwankungen auf die PPA-Märkte ausgewirkt?
Auch hier haben Sicherheitshinterlegungen deutlich an Bedeutung gewonnen und die Risikoabschläge sind stark gestiegen. Dies gilt noch stärker für den Ein- bis Zweijahresmarkt, wo die Preise deutlich höher und volatiler sind, als für den Langfristmarkt, wo die Preise ab dem Jahr 2026 oder 2027 niedriger sind und auch nicht so stark schwanken.
Welche weiteren Trends lassen sich an den PPA-Märkten erkennen?
Auf unserem Firmentool ist die durchschnittliche PPA-Laufzeit in Deutschland in diesem Jahr um fast vier Jahre zurückgegangen. Hier sehen wir, dass die Finanzierung für Anbieter auch mit kürzeren Laufzeiten funktioniert, weil die Preise für die nächsten zwei, drei Jahre hoch sind.
Risikoüberlegungen spielen generell eine größere Rolle: Nicht nur das Kreditrisiko des Abnehmers, sondern auch Projektrisken aufgrund von Problemen in der Lieferkette müssen berücksichtig werden. Hier heißt es dann: "Ich unterschreibe mein PPA erst, wenn meine Module in China auf dem Schiff sind und sicher ohne Verzögerungen geliefert werden."
Die Bundesregierung plant auf Grundlage eines EU-Beschlusses, auch bei Erneuerbare-Energien-Anlagen sogenannte Zufallsgewinne abzuschöpfen. Wie geht der PPA-Markt damit um?
Sorgen bereitet insbesondere der kolportierte rückwirkende Charakter dieses Mechanismus bis in den März 2022 hinein. Im spanischen Markt hat es in der Vergangenheit auch rückwirkende Eingriffe gegeben und dort hat es ein paar Jahre gedauert, bis das Vertrauen der Investoren wieder zurückkehrte.
Am Ende kommt es darauf an, wie genau der Mechanismus funktionieren soll und wie hoch die Obergrenze ausfallen wird. Würden – wie von der EU vorgeschlagen – 180 Euro pro MWh als Preisdeckel festgelegt werden, würde das zumindest den PPA-Langfristmarkt nicht berühren.
Würde er dagegen bei 80 Euro pro MWh liegen, sähe das schon wieder ganz anders aus. Einen gewissen Beitrag werden die Erneuerbaren in der aktuellen Krisensituation aber sicher leisten müssen.
Das Interview führte Andreas Baumer
