Entlang der Wertschöpfungskette erneuerbarer Energien verbergen sich Risiken für den wirtschaftlichen Anlagenbetrieb. Ein oftmals wenig berücksichtigter Aspekt: Das Balancing-Cost-Risiko für Solar-PV-Anlagen ist substanziell höher als für Onshore- oder Offshore-Windanlagen. Das hat Implikationen für das Risikomanagement in der Stromvermarktung – insbesondere für Entscheidungen rund um Power Purchase Agreements (PPAs). Hier ein Überblick:
Wer abweicht, zahlt
Für alle Teilnehmer, die am Spotmarkt verkaufen wollen, gilt: Wer nicht liefert, was er verspricht, zahlt extra – nämlich für Ausgleichsenergie. Diese Art von Zusatzkosten nennen wir hier Imbalance Costs.
Wer nicht liefert, was er verspricht, zahlt extra.
Um diese Abweichung – zwischen versprochener und tatsächlicher Lieferung – möglichst gering zu halten, gibt es den Intraday-Markt, kurz: ID. Hier können Teilnehmer bis zum Lieferbeginn noch zu- und verkaufen, wobei durchaus Zusatzkosten anfallen können. Diese Art der Kosten nennen wir hier ID Costs. In Summe bezeichnen wir beide als Balancing Costs.
Solar ist teurer – und die Kosten streuen breiter
Da Imbalance Costs zum Monatsende abgerechnet werden, stellt die Grafik die Verteilung der Monatsendabrechnungen für verschiedene Jahre und Erzeugungstechnologien in Deutschland dar. Klar ersichtlich ist: Solaranlagen verursachen deutlich höhere und breiter gestreute Balancing Costs als Windanlagen – und bergen somit ein höheres Balancing-Cost-Risiko.
Solar verursacht höhere und breiter gestreute Balancing Costs als Wind.
Prognosefehler werden zum Marktproblem
Dieser Unterschied ergibt sich aus dem Prognoseverhalten von Solar-PV-Anlagen: Die solare Stromproduktion ist zeitlich stärker konzentriert als die von Wind. Prognosefehler – und die damit verbundenen Abweichungen zwischen versprochener und tatsächlicher Lieferung – haben daher einen markttreibenden Einfluss: Wenn zu wenig Solarstrom erzeugt wird, hat häufig auch der gesamte Markt zu wenig. Für diese destabilisierende Abweichung wird stärker zur Kasse gebeten als für stabilisierende Abweichungen.
PPA-Realität: Lieferstruktur entscheidet über Risiko und Fair Value
Dieser Einfluss der Erzeugungstechnologien auf die Balancing-Cost-Risiken ist besonders für die PPA-Bewertung relevant, da je nach Wahl der PPA-Lieferstruktur das Balancing bzw. die Kosten für das Balancing übernommen werden müssen. Konkret bedeutet dies: Bei einer Pay-as-Produced-Belieferung ist der Stromabnehmer vertraglich für anfallende Balancing Costs verantwortlich, während bei einer Pay-as-Nominated- oder Baseload-Belieferung der PPA-Geber die wirtschaftliche Verantwortung trägt.
Wer also ein PPA abschließen möchte, sollte sich darüber im Klaren sein: Die Erzeugungstechnologie beeinflusst die Risikoexposition – und damit auch den Fair Value des PPAs. Die Wahl der Lieferstruktur ist somit für den PPA-Offtaker ein Risikoparameter.
In der Praxis verfügen insbesondere Corporate-Offtaker häufig nicht über die notwendigen Prozesse, Systeme oder Marktrollen, um das Bilanzkreismanagement selbst durchzuführen. In diesen Fällen wird die Balancing-Verantwortung typischerweise an einen Direktvermarkter, Energieversorger oder spezialisierten Dienstleister ausgelagert. Hierfür wird ein separater Dienstleistungsvertrag abgeschlossen, über den das Bilanzkreismanagement für die betreffende PPA-Lieferung übernommen wird. Als Gegenleistung erhält der Dienstleister eine entsprechende Vergütung in Form einer Servicegebühr.
Ein wesentliches Risiko besteht jedoch darin, dass solche Dienstleistungsverträge häufig nur kurze Laufzeiten von etwa ein bis zwei Jahren aufweisen und anschließend neu verhandelt werden müssen. Wird dagegen ein PPA mit einer längeren Laufzeit abgeschlossen, entsteht für den Offtaker eine zusätzliche Unsicherheit hinsichtlich der zukünftigen Balancing Costs.
Lieferstruktur entscheidet über Risiko und Fair Value.
Die Höhe der Servicegebühren – und damit die gesamten Balancing Costs – sind über die gesamte PPA-Laufzeit nicht bekannt und können sich aufgrund veränderter Marktbedingungen erhöhen. Insbesondere in Phasen hoher Volatilität an den Strommärkten oder steigender Ausgleichsenergiekosten kann dies dazu führen, dass die Kosten für das Balancing deutlich ansteigen.
Dadurch kann sich die Wirtschaftlichkeit des ursprünglich attraktiv bewerteten PPAs verschlechtern, da zusätzliche Kosten entstehen, die bei Vertragsabschluss nicht oder nur unzureichend berücksichtigt wurden.
