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Differenzverträge für Vergütung von Wind- und Solarstrom

Ein Gastbeitrag von Prof. Karsten Neuhoff, DIW Berlin

Neue Erneuerbare-Energien-Erzeugungsanlagen werden bei der gleitenden Marktprämie mit einer wachsenden Eigenkapitalquote realisiert. Differenzverträge können dazu beitragen, dass weiterhin hohe Anteil von Fremdkapital genutzt werden können. So sorgen sie

Bis 2030 will Deutschland 65 Prozent seines Stroms aus erneuerbaren Energien erzeugen. Dazu bedarf es Investitionen in neue Wind- und Solaranlagen in der Größenordnung von zehn Gigawatt (GW) pro Jahr. Eine langfristige Absicherung der Erlöse dieser neuen Projekte ist notwendig, damit Stadtwerke, Stromkonzerne und Projektentwickler Fremdkapital, also Darlehen und Bonds, aufnehmen können, um damit wiederum die Investitionen zu finanzieren. Ansonsten kann das notwendige Investitionsvolumen nicht erreicht werden. Oder die Vorhaben werden doch umgesetzt, aber zu unnötig hohen Kosten – wenn die Finanzierungskosten durch unnötige Risiken auf 5 bis 10 Prozent steigen, obwohl bei geeigneter Ausgestaltung des Marktes ein attraktives Risikoprofil die Nutzung von günstige Darlehen zu einem Prozent erlauben würde.

Power Purchasing Agreements alleine sind unzureichend

Private Termin- und Abnahmeverträge – auch Power Purchasing Agreements (PPAs) genannt – werden intensiv diskutiert und gewinnen aktuell zum Beispiel für die Zeit nach Auslaufen der 20-jährigen Förderung an Bedeutung. Allerdings wollen und können nur sehr wenige Endkunden Stromabnahmeverträge für finanzierungsrelevante Zeiträume von mehr als zehn Jahren zu einem festen Preis abschließen. Das liegt daran, dass je nach Entwicklung der Strommärkte solch ein Vertrag sowohl große positive als auch negative Werte annehmen kann. Er muss deswegen entsprechend abgesichert werden, zum Beispiel mit Eigenkapital. Das erklärt, warum in 2017 europaweit nur 1,4 GW und in Deutschland 10 Megawatt (MW) privater Power Purchase Agreements unterschrieben wurden. Es ist unvorstellbar, wie in Zukunft private PPAs die in den Ausbauzielen vorgesehenen Volumen an Investitionen in erneuerbare Energien absichern können.

Gleitende Marktprämie von Technologieentwicklungen überholt

Die gleitende Marktprämie ergänzt die Strommarkterlöse von Projekten in erneuerbaren Energien und sichert so einen Referenzpreis pro Megawattstunde (MWh) Stromproduktion ab. Dieser Referenzpreis wird wettbewerblich in Ausschreibungen bestimmt. Da die Kosten von Solar- und Windtechnologien fallen und der Strompreis möglicherweise steigen wird, besteht bereits heute eine realistische Möglichkeit, dass heute realisierte und mit der gleitenden Marktprämie abgesicherte Projekte künftig Erlöse am Strommarkt erzielen, die den Referenzpreis übersteigen. Das ist jedoch nicht sicher und kann deswegen bei einer Finanzierung mit Fremdkapital nicht berücksichtigt werden. Das führt dazu, dass Projekte mit größeren Anteilen von Eigenkapital finanziert werden müssen. Damit steigen die Finanzierungskosten und die Kosten für den Ausbau erneuerbarer Energien insgesamt.

Differenzverträge als Alternative

Abhilfe schaffen können Differenzverträge. Differenzverträge werden, wie schon die gleitende Marktprämie, von Netzbetreibern mit Projektentwicklern abgeschlossen. Bei geringen Strompreisen wird für die Produktionsvolumen die Differenz zwischen Strompreis und Referenzpreis aus den Ausschreibungen an die Anlagenbetreiber ausgezahlt. Bei hohen Strompreisen sind die Erneuerbare-Energien-Erzeugungsanlagen für die Vertragslaufzeit zu einer Zahlung entsprechend der Differenz zwischen Referenzpreis und Spotmarktpreis verpflichtet. Die Zahlungen werden analog zum Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) auf Endkunden umgelegt.

Somit schaffen Differenzverträge stabile Erlöse und ermöglichen weiterhin die Nutzung hoher Anteile von Fremdkapital bei der Finanzierung. Das reduziert die Kosten bei der Finanzierung für Investitionen in neue erneuerbare Energien bis 2030 um jährlich ungefähr 800 Millionen Euro im Vergleich zur Beibehaltung der aktuellen gleitenden Marktprämie, wie Analysen am DIW Berlin gezeigt haben.

Differenzverträge stärken den Wettbewerb bei Ausschreibungen: Sie erlauben auch Teilnehmern mit weniger Eigenkapital, Projekte umzusetzen, und tragen dadurch zu einer Stärkung der Projektpipeline sowie der Beteiligung an Ausschreibungen bei – vor dem Hintergrund der zuletzt nicht voll gezeichneten Ausschreibungen von Solar- und Windkraft ein wichtiges Anliegen.

Differenzverträge können den Strommarkt stärken

Differenzverträge können auch zu einer Stärkung des Strommarktes beitragen. Für Investitionen in die verschiedenen Erzeugungstechnologien und Flexibilitätsoptionen stellen Absicherungen über Terminverträge und längerfristige Verträge eine wichtige Grundlage dar. Allerdings ist die Nachfrage nach solchen längerfristigen Verträgen bei Endkunden – wie oben diskutiert – insgesamt begrenzt. Wenn Differenzverträge den Bedarf an privaten langfristigen Abnahmeverträgen für Wind- und Solarprojekte reduzieren, dann können neue Energieanbieter die Chance nutzen, um längerfristige Verträge mit Endkunden abzuschließen und so Investitionen in verschiedene Flexibilitätsoptionen abzusichern.

Differenzverträge erhalten die von der gleitenden Marktprämie bekannten Anreize für gute Prognosen und Vermarktung von erneuerbaren Energien. Mehrere Ausgestaltungsoptionen der Auktionen von Differenzverträgen können zudem sicherstellen, dass Investoren die vollen Anreize für die systemfreundliche Ausgestaltung von Anlagen erhalten. Bislang waren die potentiellen Mehrerlöse am Strommarkt von systemfreundlicheren Anlagen und Standorten mit hohen Risiken und Unsicherheiten behaftet, wodurch weniger in solche Projekte investiert wurde, als optimal wäre. Werden die Referenzpreise systemfreundlicher Anlagen entsprechend angepasst, können ausreichende Investitionen in systemfreundliche Vorhaben sichergestellt werden.

Ein Gastbeitrag von:

Prof. Karsten Neuhoff

Leiter der Abteilung Klimapolitik am Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung, DIW Berlin

Mehr Informationen zum DIW unter: www.diw.de

Der Text ist im November 2018 in der bne-Publikation Kompass 02/2018 erschienen.

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