Corporate Power Purchase Agreements sind langfristige Verträge zwischen dem Eigentümer einer Anlage zur Nutzung erneuerbarer Energien und einem unternehmerischen Abnehmer über die Lieferung von 100% grünem Strom und den entsprechenden Energiezertifikaten. Der Strom kann virtuell (virtuelle PPAs) oder physisch (physische PPAs) geliefert werden.
Wie funktioniert ein PPA? Die Lieferung kann auch über eine direkte Kabelverbindung zwischen EE-Anlage und stromverbrauchender Anlage (On-Site PPA) oder über öffentliche Netze (Sleeved PPA) erfolgen. Diese Verträge sind die beste Option für Unternehmen, um ihre Klimaziele zu erreichen. Sie sind jedoch komplexer zu strukturieren, stehen nicht auf jedem Energiemarkt zur Verfügung und können sich in manchen Fällen nachteilig auf die Bilanz des Abnehmers auswirken.
ÜBERBLICK
Was ist ein Corporate PPA und wie funktioniert ein PPA? Corporate Power Purchase Agreements (CPPAs) sind definiert als direkte Vereinbarungen zwischen einem Strom verbrauchenden Unternehmen (so genannter "Corporate Offtaker" oder "Corporate Buyer") und einer Zweckgesellschaft (Special Purpose Vehicle, SPV), die die Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien hält und im Besitz eines Entwicklers oder unabhängigen Stromerzeugers (IPP) ist.
PPAs sind Beschaffungsverträge, die die physische oder virtuelle Lieferung von erneuerbarer Energie regeln und in der Regel als langfristige Verträge strukturiert sind. Im ersten Fall sprechen wir von physischen PPAs, im zweiten Fall von virtuellen PPAs.
Neben den erneuerbaren Energien selbst regeln diese Vereinbarungen auch die Lieferung von Energieattribut-Zertifikaten, die die Herkunft jeder im Rahmen des PPAs kontrahierten MWh aus einer bestimmten Anlage belegen. Der EAC-Preis ist in der Regel im Gesamtpreis des PPAs enthalten.
Ein Corporate Power Purchase Agreement (CPPA) kann entweder vor onsite (1) oder offsite (2) umgesetzt werden. Im ersten Fall befindet sich die Anlage für erneuerbare Energien direkt auf dem Gelände des Unternehmens und ist direkt mit den stromverbrauchenden Anlagen des Abnehmers verbunden. Im zweiten Fall wird der erzeugte Strom in das Netz eingespeist, mit Energie aus anderen Kraftwerken gemischt und dann an den Abnehmer geliefert.
Onsite PPAs zeichnen sich durch eine direkte Kabelverbindung zwischen dem stromverbrauchenden Unternehmen und dem erneuerbaren Kraftwerk aus. Das Schaubild zeigt ein Unternehmens-PPA, das mit einer Zweckgesellschaft (SPV) abgeschlossen wurde, die sich nicht im Besitz des Stromabnehmers selbst befindet, da es sonst kein CPPA vorläge. Dennoch wurde aus buchhalterischen Gründen nur ein Intercompany-PPA abgeschlossen.
Der Eigentümer der Zweckgesellschaft muss den Standort in der Regel für die gesamte Projektlaufzeit mieten. Der vereinbarte PPA-Preis enthält keine Netzgebühren, so dass Onsite-PPAs im Vergleich zu netzbasierten Lösungen in der Regel günstiger sind. Da die Anlage jedoch nicht an das öffentliche Netz angeschlossen ist und nicht in den Zuständigkeitsbereich des Übertragungsnetzbetreibers fällt, werden in der Regel keine Energieattributzertifikate an den Abnehmer geliefert. Der Abnehmer muss diese PPAs sehr oft als Leasingverträge (z. B. nach IFRS 10) behandeln und in die Rechnungslegung einbeziehen, da der Abnehmer in der Regel proaktiv in den Entwicklungsprozess der erneuerbaren Energieanlage eingebunden ist.
Daher bergen Onsite-PPAs das Risiko, dass sie sich auf die Bilanz des Abnehmers und die entsprechenden Finanzierungsverpflichtungen auswirken könnten. Onsite-PPAs waren in den letzten zehn Jahren bei weitem die am häufigsten abgeschlossene Kategorie von CPPAs. Ihre Anwendung bleibt jedoch aufgrund der Knappheit an geeigneten Standorten begrenzt. Folglich werden größere Strommengen üblicherweise im Rahmen von Offsite-PPAs erworben, die sich deshalb zum entscheidenden Typ von CPPAs entwickelt haben.
Offsite-PPAs werden als direkte Vereinbarungen zwischen einem Projektentwickler oder einem unabhängigen Stromerzeuger und dem Unternehmen, das das Netz nutzt, definiert. Damit wird ein Gleichgewicht zwischen den für den Stromtransport von der Liefer- zur Abnehmerseite verantwortlichen Parteien hergestellt. Im Rahmen dieser PPAs werden die geschaffenen EACs von der Zweckgesellschaft an den Abnehmer vergeben. Dies kann auf der Grundlage von zwei Arten von Off-Site-PPAs realisiert werden: Physische PPAs, die die physische Lieferung von Strom aus erneuerbaren Energien beinhalten, und virtuelle PPA, die lediglich eine finanzielle Absicherung gegen schwankende Strommarktpreise darstellen.
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Ein physischer Stromabnahmevertrag ist definiert als ein Vertrag, der die physische Lieferung der vertraglich vereinbarten Menge an erneuerbarer Energie durch einen Dritten (Versorgungsunternehmen oder Energiehändler) über das öffentliche Netz beinhaltet. Der Vertrag umfasst die Lieferung einer bestimmten festen oder variablen Menge an erneuerbarer Energie zu einem bestimmten CPPA-Preismechanismus.
Der CPPA-Preis umfasst in der Regel den ECS-Preis, der im Rahmen des Corporate PPA (gebündelte EAC) geliefert wird. Die für den Ausgleich verantwortliche Partei (Versorgungsunternehmen oder Energiehändler) erhält den aus erneuerbaren Energiequellen erzeugten Strom physisch. Falls der verantwortliche Bilanzkreis auch Strom von anderen Parteien als der SPV erhält (z. B. aus fossilen Kraftwerken), kann es sein, dass der an den Abnehmer gelieferte Strom "grau" ist, wie im Kapitel "Graue Strommärkte" beschrieben.
Die Nachhaltigkeit ist dennoch erwiesen, da die erhaltenen EACs die Herkunft der erneuerbaren Energien bis zur spezifischen Zweckgesellschaft zurückverfolgen können. Anlagen für erneuerbare Energien werden oft nur aufgrund einer solchen Vereinbarung gebaut. Der Abnehmer kann also direkt Einfluss darauf nehmen, dass eine neue Anlage für erneuerbare Energien in Betrieb genommen wird, und so die Energiewende fördern. Da die Einbindung einer für den Ausgleich verantwortlichen Partei (Balancing Responsible Party, BRP) erforderlich ist, wird häufig ein sogenannter Ausgleichsvertrag zwischen der BRP und den PPA-Vertragspartnern geschlossen, der den genauen Prozess der physischen Stromlieferung regelt. Je nachdem, wie dieser Vertrag gestaltet ist, zahlt dabei entweder nur eine Partei oder beide Parteien eine Ausgleichsgebühr.
Im Gegensatz zu einem physischen PPA beinhaltet ein virtuelles PPA keine physische Lieferung zwischen der Zweckgesellschaft und dem unternehmerischen Abnehmer. Es handelt sich um eine finanzielle Absicherung, die ausschließlich auf dem Strompreis basiert. Da es keine physische Energielieferung gibt, sind diese Verträge daher in der Regel nur für Offsite-Lösungen geeignet. Nehmen wir an, dass der Strompreis P1 der aktuelle Preis auf dem Day-Ahead-Markt ist. Dieser Marktpreis wird als Basiswert der virtuellen PPA verwendet, der als Abrechnungspreis bezeichnet wird. Zusätzlich zur Festlegung des Abrechnungspreises vereinbaren beide Parteien einen so genannten Basispreis, der als Benchmark dient und für einen bestimmten Zeitraum (Laufzeit des PPAs) festgelegt wird. Es sind drei Szenarien denkbar:
Virtuelle PPAs sind sehr bekannt, da sie im Vergleich zu physischen PPA relativ einfach aufgebaut sind.
Es wird jedoch kompliziert, wenn die Zweckgesellschaft und der Abnehmer in verschiedenen Ländern oder anderen Energiemärkten ansässig sind. In diesem Fall kann der Abrechnungspreis in beiden Ländern voneinander abweichen. Dies wird als Basisrisiko bezeichnet und muss von jedem Vertragspartner berücksichtigt werden.
Die beschriebene Preisstruktur wird auch als Contract for Difference (CfD) bezeichnet, da die einzigen Unterschiede im Austausch zwischen den Parteien bestehen. Beachten Sie, dass im Rahmen von virtuellen PPAs auch andere Preismechanismen wie Floor, Cap oder Collar anwendbar sind.
Analog zu den physischen PPAs werden EACs auch im Rahmen von virtuellen PPAs geliefert und der EAC-Preis ist in der Regel ebenfalls im Basispreis enthalten. In den letzten Jahren hat die Zahl der abgeschlossenen virtuellen PPAs auf verschiedenen Strommärkten stark zugenommen, da es sich um ein relativ einfaches, aber zuverlässiges Instrument für die Beschaffung von EACs und den Nachweis des entsprechenden Emissionsmanagements handelt.
Wie viele EACs im Rahmen eines PPAs geliefert werden, hängt von der jeweiligen Mengenstruktur des PPAs ab, d. h. davon, ob der Abnehmer eine feste Strommenge (sog. Fixed Volume PPA) oder eine variable Menge (sog. As Produced PPA) erhält. Im Falle eines Fixed Volume PPAs entspricht die Anzahl der gelieferten EAC genau der gelieferten festen Strommenge. Erzeugt das Kraftwerk eine geringere Energiemenge als die vertraglich vereinbarte feste Menge, muss die Zweckgesellschaft die ausstehende Strommenge und die Zertifikate auf dem Sekundärmarkt zukaufen.
Aus Sicht des Abnehmers dürfte ein PPA mit festem Volumen auf den ersten Blick die bevorzugte Volumenstruktur sein, da sie planbare Mengen liefert, die besser auf den eigenen Stromverbrauch abgestimmt werden können.
Es gibt jedoch zwei wesentliche Risiken, die mit Fixed Volume PPAs verbunden sind:
Im Gegensatz zu PPAs mit festem Volumen muss die Zweckgesellschaft im Falle eines "As Produced PPAs" alle EACs für die produzierte Leistung liefern. Die folgenden Diagramme fassen diese Beziehung für diesen PPA-Typ zusammen, den unabhängige Stromerzeuger häufig bevorzugen.
Allerdings tragen die Abnehmer das Risiko, dass die Zweckgesellschaft nicht die erwartete Energiemenge liefert. Bei einer Unterproduktion muss der Abnehmer die fehlende Menge zu Marktpreisen auf dem Intraday-Strommarkt kaufen.
Folglich sind mit "As Produced PPAs" aus zwei bedeutende Risiken verbunden:
Die nachstehende Grafik zeigt die PPA-Preisstruktur und vergleicht die verschiedenen PPA-Typen nach Mengenrisiken.
Die Profilkosten, die von der Zweckgesellschaft (SPV) für das Formrisiko erhoben werden, stehen im Zusammenhang mit dem Kauf fehlender Strommengen. Dieses Defizit führt zu Verbindlichkeiten, die entweder durch Eigenkapital oder durch Fremdkapital finanziert werden müssen. Im letzteren Fall verfügt die Zweckgesellschaft in der Regel über Anleihelinien, aus denen sie die erforderliche Liquidität schöpfen kann.
Für diese Inanspruchnahme berechnen die Banken Zinssätze, die als Liquiditätskosten für den Ankauf defizitärer Volumina zu Marktpreisen verstanden werden. Da das Volumenrisiko mit zunehmender Größe der CPPA-Tickets steigt, erhöhen sich auch die gesamten Liquiditätskosten entsprechend. Wird die Liquidität durch Eigenkapital bereitgestellt, können die Liquiditätskosten als Rendite der Investoren verstanden werden.
Insgesamt liegt der Hauptvorteil für Stromverbraucher wie Unternehmen oder öffentlichen Einrichtungen (z. B. Krankenhäuser, Universitäten) darin, dass sie einen direkten Einfluss auf ihre Nachhaltigkeits- und Klimastrategie haben. Darüber hinaus können Unternehmen sicherstellen, dass eine neue Anlage für erneuerbare Energien nur aufgrund ihres Stromverbrauchs ans Netz gehen kann.
Diese Verträge können zu Einsparungen bei den Stromkosten führen, wenn sie angemessen strukturiert sind und die zugrunde liegenden Projekte für erneuerbare Energien eine hohe Qualität aufweisen. Sie können jedoch nicht in jedem Land realisiert werden und sind stark von der Verfügbarkeit und Qualität der Projekte für erneuerbare Energien abhängig.
Nach Angaben der Internationalen Agentur für erneuerbare Energien (IRENA) beläuft sich die geschätzte jährliche Menge an erneuerbarer Energie, die im Rahmen von CPPAs zugeteilt wird, auf mehr als 120, was 1,9 % der jährlichen Gesamterzeugung erneuerbarer Energie entspricht.
Die CPPA-Märkte weisen nach wie vor die höchsten Wachstumsraten unter den verschiedenen Möglichkeiten der Beschaffung von grüner Energie auf.
