Strombeschaffung im Vergleich: was können grüne PPAs?
Höchste Zeit also, sich das Thema Strombeschaffung mal genauer anzusehen und dabei auch die Möglichkeiten der direkten Beschaffung von Strom aus Erneuerbaren Energien als zukunftsträchtige Alternative zu klassischen Beschaffungsmodellen zu beleuchten.
Denn grüne Power Purchase Agreements (PPAs), Verträge zwischen einem Energieproduzenten und einem Verbraucher, bieten eine direkte Beschaffung von Strom aus erneuerbaren Energien und zeichnen sich zunehmend als wirtschaftliche und zukunftsträchtige Alternative zu traditionellen Strombeschaffungsmodellen ab.
Doch wie genau funktioniert ein Power Purchase Agreement? Zu welcher Strategie der Strombeschaffung passt es? Und wie unterscheidet es sich von herkömmlichen Modellen der Strombeschaffung?
Strombeschaffung für Unternehmen – welche Modelle gibt es und wie funktionieren sie?
Traditionelle Modelle für den Stromeinkauf basieren darauf, dass Unternehmen ihren Strom über ein Energieversorgungsunternehmen (EVU) beziehen. Das Energieversorgungsunternehmen übernimmt dabei zwei Aufgaben:
Bereitstellung der benötigten Strommengen
Bereitstellung des benötigten Lieferprofils, basierend auf dem Verbrauchsverhalten
Dazu kauft das EVU den Strom an der Börse oder anderen Quellen ein. Die Lieferkette für den Strom bei herkömmlichen Beschaffungsmodellen umfasst in der Regel mehrere Zwischenhändler. Es gibt überdies keinen direkten Bezug zwischen Erzeuger und Verbraucher des Stroms.
Innerhalb dieses klassischen Beschaffungsprozesses gibt es verschiedene Modelle.
Klassische Beschaffungsmodelle
Energieversorgungsunternehmen bieten Unternehmen typischerweise folgende Modelle für die Strombeschaffung an:
Festpreisvertrag (auch Fixpreis oder Stichtagsbeschaffung genannt): Dabei liefert der Energieversorger die benötigte Strommenge während der Vertragslaufzeit, üblicherweise ein bis drei Jahre, zu dem bei Vertragsschluss fest vereinbarten Preis.
Spotmarktbeschaffung: Hier liefert das EVU den Strom zum jeweiligen, (viertel-)stündlichen Spotmarktpreis. Der Preis ändert sich also in jeder (Viertel-)Stunde des Jahres.
Tranchenmodell: Bei der Tranchenbeschaffung kauft der Stromverbraucher nicht seinen gesamten Strombedarf auf einmal, sondern in mehreren Teilmengen (Tranchen) zu unterschiedlichen Zeitpunkten. Die einzelnen Tranchen werden dabei üblicherweise wiederum als Festpreise vereinbart, können aber ggf. auch zu Spotpreisen abgerechnet werden.
PPA – Power Purchase Agreement
Im Gegensatz zur klassischen Strombeschaffung ermöglichen PPAs Unternehmen, Strom nicht vom Energieversorger, sondern direkt bei den Erzeugern, wie etwa Betreibern von Wind- oder Solaranlagen, zu kaufen.
Im Falle eines PPAs wird also der Stromliefervertrag zwischen dem Erzeuger und dem Verbraucher geschlossen. Der erzeugte Strom geht somit direkt an den Verbraucher. Mittelsleute wie Direktvermarkter oder Energieversorger sind an diesem Vertrag nicht beteiligt. Es gibt zwei typische Varianten, wie Unternehmen mittels PPAs ihren Strom beschaffen können.
Die PPA-Vollversorgung, bei der der Großteil des Verbrauchs (> 50 %) über PPAs beschafft wird.
Die PPA-Teilversorgung, bei der nur ein Anteil (< 50 %) des Verbrauchs über PPAs beschafft wird.
Die insbesondere bei der PPA-Vollversorgung auftretenden Rest- oder Überschussstrommengen werden üblicherweise am Spotmarkt beschafft oder veräußert.
Preise und Risiken der Strombeschaffungsmodelle
Für viele Unternehmen ist das wichtigste Kriterium bei der Strombeschaffung nach wie vor der Kostenfaktor. Dabei spielt aber nicht nur die Höhe des Preises eine Rolle, sondern auch die Planbarkeit und Verlässlichkeit des Strompreises sind insbesondere im Hinblick auf die vergangenen Jahre wichtige Kriterien.
Die Marktlogik bringt es mit sich, dass ein hoher Preis zumeist mit einer hohen Planbarkeit einhergeht, während niedrige Strompreise mit einem höheren Risiko für Preisschwankungen verbunden sind. Zwischen diesen Polen gilt es für Stromeinkäufer das Beschaffungsmodell mit dem bestmöglichen Preis-Risiko-Verhältnis zu finden.
Festpreisvertrag
+ Planbarer Strompreis ohne Preisrisiko
- Höherer Strompreis durch Margen und Aufschläge
+ Geringe Komplexität für Verbraucher
- Intransparenz darüber, wo der Strom zu welchem Preis beschafft wird
Aus Sicht des Verbrauchers gibt es bei Festpreisverträgen nur einen entscheidenden Preis – nämlich den vertraglich vereinbarten und für die Laufzeit garantierten Festpreis pro Kilowattstunde (kWh). Verbraucher tragen in diesem Modell also keinerlei Preisrisiko. Auf der einen Seite sind sie damit sicher vor steigenden Strompreisen, auf der anderen Seite können sie aber auch nicht von sinkenden Preisen profitieren.
Die Risiken des volatilen Strommarktes trägt in diesem Modell der Energieversorger. Damit er sämtliche Tätigkeiten und Risiken, die ihm entstehen, finanziell absichern kann, enthält der Strompreis, den der Verbraucher zahlt, typischerweise mehrere kalkulatorische Aufschläge auf den Einkaufspreis. Welche Aufschläge genau es gibt und in welcher Höhe, ist für den Verbraucher nicht einsehbar.
Spotmarktbeschaffung
+ Potenzial für sehr geringe Stromkosten
- Potenzial für sehr hohe Stromkosten
- Keine planbaren Beschaffungskosten
Bei der Spotmarktbeschaffung kaufen Unternehmen den Strom zu stundenaktuellen Preisen ein. Preisrisiken infolge von Änderungen der Verbrauchsmenge oder der Struktur sowie der Börsenpreise verbleiben dabei beim Verbraucher. Das EVU übernimmt lediglich das vergleichsweise geringe Ausgleichsenergierisiko.
Tranchenmodell
+ Gemäßigtes Risiko durch die Mischung aus Festpreis und Einkauf vom Spotmarkt
- Intransparente Kosten im Festpreisanteil
- Verbraucher benötigen eine gewisse Marktexpertise
Bei der Tranchenbeschaffung wird ein Großteil des benötigten Stromes zum Festpreis (der jeweiligen Tranche) eingekauft und der (ggf. verbleibende) Rest über den Bezug von der Börse gedeckt. Das wesentliche Merkmal ist dabei, dass der Verbraucher seinen Strom zu verschiedenen Zeitpunkten einkauft und somit stärker an der Marktentwicklung teilhaben kann, ohne dem vollen Spotrisiko ausgesetzt zu sein.
So kann es bei entsprechend günstiger Marktentwicklung gelingen, im Durchschnitt einen niedrigeren Strompreis als bei der Festpreisbeschaffung zu erzielen. Gleichzeitig trägt der Verbraucher aber auch das Risiko, bei steigenden Preisen zumindest für einen Teil seiner Strommenge einen höheren Preis zahlen zu müssen. Eine entsprechend gute Marktkenntnis und -beobachtung ist daher für den Verbraucher unerlässlich.
PPA – Power Purchase Agreements
Die Preise für Strom in einem Power Purchase Agreement (PPA) werden direkt zwischen Verbraucher und Erzeuger verhandelt und gelten für die Laufzeit der Verträge. In der Regel liegen die Preise pro kWh für den Strom aus Wind- und PV-Anlagen unter den Festpreisen, da die Marktwerte dieser Anlagen, die die Betreiber alternativ an der Börse erzielen könnten, ebenfalls deutlich niedriger sind.
Der Preisvorteil aufseiten des Verbrauchers hängt dabei auch davon ab, ob er sich für eine Teil- oder eine Vollversorgung entscheidet.
PPA-Teilversorgung
+ Planbare Kosten (bei Kombination mit dem Festpreismodell)
+ Volle Transparenz über Preis und Herkunft des PPA-Stromanteils
Bei einer PPA-Teilversorgung schließt der Verbraucher ein PPA mit einer oder mehreren Anlagen ab, sodass er den gesamten produzierten Strom nutzen kann. Die Anlagen sind dabei so klein dimensioniert, dass ein möglichst hoher Anteil der Erzeugung zeitgleich vom Verbraucher abgenommen wird. Im besten Fall gibt es also keine Überschussmengen.
Es fallen dadurch aber weiterhin im Laufe des Jahres größere Mengen an Strom an, die weiterhin über ein Energieversorgerunternehmen gedeckt werden müssen. Die Beschaffung dieses Reststroms kann dabei nach alles klassischen Beschaffungsmodellen erfolgen. Für die Mengen, die der Verbraucher über das PPA bezieht, bezahlt er den vereinbarten Preis.
Für die aus dem Netz bezogenen Strommengen fallen die dem gewählten Modell entsprechenden Vorteile und Risiken an.
PPA-Vollversorgung
+ Planbare Kosten
+ Strompreis ohne Zusatzkosten durch Dritte
+ Volle Transparenz über Preis und Herkunft des bezogenen Stroms
Bei einer PPA-Vollversorgung ist es üblich, dass der Verbraucher den gesamten erzeugten Strom einkauft, unabhängig davon, ob dieser zeitgleich verbraucht werden kann. Natürlich soll die Erzeugung aber so nah wie möglich beim Verbrauch liegen. Daher ist es von Vorteil, wenn die Erzeugerprofile der PPA-Anlagen als auch der eigene Verbrauch genau analysiert werden und anhand dessen die beste Kombination aus Wind- und PV-Anlagen passend zum Verbrauchsprofil ermittelt werden.
In der Realität werden sich Verbrauch und Erzeugung (ohne Speicher) aber nie zu 100 % abdecken. Daher fallen bei einer PPA-Vollversorgung sogenannte Residualmengen an, die sich in zwei Kategorien unterteilen lassen:
Überschussmengen: Überschussmengen entstehen immer dann, wenn die Erzeugung über dem Verbrauch liegt. Etwa an einem sonnigen Sonntagnachmittag oder einem sehr windigen Feiertag. Die Überschussmengen werden an der Börse verkauft.
Reststrommengen: Ist das Wetter wiederum weder sonnig noch windig, erzeugen die PPA-Anlagen weniger Strom als der Verbraucher benötigt. In diesem Fall bezieht der Verbraucher die Reststrommengen von der Börse, zum Beispiel über ein Energieversorgerunternehmen oder ein spezialisiertes Drittunternehmen.
Nachhaltigkeit und Transparenz im Stromeinkauf
Im Bereich Transparenz und Stromerzeugung aus nachhaltigen Quellen zeigt sich der größte Unterschied zwischen den herkömmlichen Strombeschaffungsmodellen und PPAs.
Herkömmliche Modelle
Aufgrund der Lieferkette, die für die Strombeschaffung im Rahmen der herkömmlichen Modelle genutzt wird, besteht kein direkter Zusammenhang zwischen dem Ort und der Art der Erzeugung und dem Verbraucher. Daher können Unternehmen nicht nachvollziehen, wo der von ihnen verbrauchte Strom tatsächlich erzeugt wurde, bzw. welchen Kraftwerksbetreiber sie schlussendlich für ihren Strom bezahlen.
Möchten Unternehmen dennoch nachweisen, dass ihr Stromverbrauch CO₂-neutral ist, können sie sogenannte Herkunftsnachweise für die verbrauchten Mengen kaufen und einlösen. Ohne diese zusätzlichen Nachweise verbrauchen Unternehmen den sogenannten bundesdeutschen Strommix und emittieren dem Mix entsprechend Kohlenstoffdioxid.
PPA – Power Purchase Agreement
Im Gegensatz zu den herkömmlichen Modellen beziehen Verbraucher bei einem PPA ihren Strom direkt von dem Partnerkraftwerk. Da es sich bei grünen PPAs bei den Partnern immer um EE-Anlagen handelt, kann die Stromversorgung also direkt zum Ort der nachhaltigen Erzeugung zurückverfolgt werden.
Da zusätzlich auch alle Daten über die Erzeugung und den Verbrauch vorliegen, kann sogar ein zeitgleicher Verbrauch nachgewiesen werden. Das bedeutet, dass belegt werden kann, zu welchen Zeitpunkten (in Viertelstundenintervallen) der erzeugte Strom aus den EE-Anlagen komplett den Verbrauch des Abnehmers decken konnte.
Mit einem grünen PPA ist es Unternehmen somit möglich, ihre CO₂-Emissionen für ihren Stromverbrauch unmittelbar und nachweislich zu senken. Gleichzeitig leisten sie einen direkten Beitrag zur Energiewende, da sie den Betrieb und Ausbau von EE-Anlagen fördern.
Fazit: Warum PPA das Strombeschaffungsmodell der Zukunft ist
Power Purchase Agreements bieten eine attraktive Mischung aus verschiedenen Vorteilen: Sie ermöglichen kalkulierbare Risiken durch eine größere Unabhängigkeit von der volatilen Strombörse und zugleich günstigere Strompreise.
Im Detail bieten grüne PPAs folgende spezifische Vorteile:
Günstige Einkaufspreise: Der Einkauf direkt beim Erzeuger ist in der Regel günstiger als der Bezug über einen Energieversorger.
Preisstabilität und Planungssicherheit: Wind- und Sonnenstrom ist unabhängig von preisvolatilen fossilen Energieträgern.
Höchste Qualität: Der gelieferte Strom stammt direkt aus deutschen Wind- und PV-Parks.
Förderung erneuerbarer Energien: Grüne PPAs tragen zum Ausbau der erneuerbaren Energien bei und unterstützen Unternehmen dabei, ihre Nachhaltigkeitsziele zu erreichen.
Diese Aspekte machen Power Purchase Agreements zum attraktivsten Modell für Unternehmen, die sowohl ökonomisch als auch ökologisch zukunftsorientiert handeln möchten.
Dieser Beitrag erschien im BetreiberBrief PV 2-2024.
