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| Fachbeitrag | Entscheidung unter Ungewissheit – Risiko, Strompreisbildung und die Rolle der Erneuerbaren Energien in der Post-EEG Welt

Verbrauch, PV-Produktion und Großhandelspreise für eine Woche im Juni (KW 24 2021). © EnergieAgentur.NRW auf Basis von www.smard.de, Bundesnetzagentur 2021

| Lisa Conrads, Jonas Klamka |

Seit Anfang des Jahres ist der Vergütungszeitraum der ersten EEG-geförderten Anlagen ausgelaufen. Zwar hat der Gesetzgeber eine kurzfristige Übergangslösung für diese Anlagen geschaffen, aber zusehends besteht die Notwendigkeit für Anlagenbetreiber sich mit den Weiterbetriebsmöglichkeiten ohne Förderung auseinanderzusetzen. Ob Verkauf der Anlage oder der Strommengen, in jedem Fall ist es hilfreich das Vokabular des Strommarktes zu verstehen.

2021 stellt eine kleine Zäsur in der Förderung der erneuerbaren Energien in Deutschland dar. Am 1. Januar 2021 erreichten die ersten nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) geförderten Anlagen das Ende des 20-jährigen Vergütungszeitraums und in den kommenden Jahren laufen sukzessive größere Mengen aus der Förderung. Für viele dieser Anlagenbetreiber ändert sich mit dem Ende der Förderung auch die Art und Weise wie die Anlage wirtschaftlich betrieben werden kann. Während des Vergütungszeitraums erhielten die Anlagenbetreiber zumeist eine feste Einspeisevergütung dafür, dass der produzierte Strom an den zuständigen Netzbetreiber geliefert wurde. Mit dem Ende des Vergütungszeitraums müssen die Anlagenbetreiber zukünftig andere Wege bei der Vermarktung des Stroms gehen. Wo es möglich ist, kann die vorrangige Eigenversorgung aus der Anlage ein gangbarer Weg sein. In vielen Fällen wird dies jedoch nicht ohne weiteres möglich sein oder nur ein geringer Anteil der Erzeugung vor Ort verbraucht werden können. Für den restlichen Strom müssen somit auch im Falle der anteiligen Eigenversorgung Abnehmer gefunden werden. Dabei können die Anlagenbetreiber diesen selbstständig vermarkten, durch professionelle Dienstleistungsunternehmen vermarkten lassen oder den Verkauf ihrer Anlage in Erwägung ziehen. In jedem Fall wird es – um die unterschiedlichen Möglichkeiten abwägen zu können – notwendig sein ein grundlegendes Verständnis zu entwickeln, wie der Strommarkt abseits der Förderung funktioniert und welche Chancen und Risiken dort bestehen.

Auch andere Entwicklungen weisen eindeutig in Richtung mehr Markt. Mit den vergangenen Novellen des EEG wurde unter anderem das Ziel verfolgt erneuerbare Energien stärker in den Strommarkt zu integrieren; sei es durch die wettbewerbliche Bestimmung der Vergütung (Stichwort Ausschreibungen) oder die Pflicht Strom aus Anlagen ab 100 kW im Marktprämienmodell zu vermarkten (Stichwort Direktvermarktung). Zudem sollen sie ab dem Ende dieses Jahrzehnts bereits zwei Drittel des deutschen Stromverbrauchs bereitstellen und ein wesentlicher Eckpfeiler des Energiesystems und somit des Strommarktes werden.

Dieser Fachbeitrag betrachtet einige Grundlagen des Strommarktes, der Preisbildung und der Integration erneuerbarer Energien. Dabei stehen die Sichtweise eines Besitzers einer Anlage mit wenigen Jahren Restlaufzeit und das Thema Risiko im Fokus.

Erneuerbare Energien in der Post-EEG Welt
Nach Jahrzehnten mit fixen, planbaren Einnahmen aus der Einspeisevergütung, ist der mögliche Schritt Richtung Markt für manchen Anlagenbetreiber mit einer großen Ungewissheit über die zukünftigen Erlöspotentiale verbunden.

Die EEG-Vergütung für Anlagen, deren Vergütungszeitraum bald endet, liegt zumeist noch deutlich oberhalb der Preise, die sich im Handel erzielen lassen. Für die Betreiber können sich somit auf der Einnahmeseite mit dem Auslaufen der Förderung spürbare Veränderungen ergeben. Aber auch auf der Kostenseite kann es nach den 20 Jahren neue Herausforderungen und Möglichkeiten geben. So lassen sich möglicherweise die Betriebs- und Pachtkosten für Altanlagen senken, um einen wirtschaftlichen Betrieb bei geringeren Einnahmen zu gewährleisten, zugleich können größere Instandsetzungen den sicheren und wirtschaftlichen Weiterbetrieb gefährden. Das Portfolio dieser älteren Anlagen ist dabei aber sehr heterogen und es lässt sich pauschal sehr schwer beurteilen, welche Anlagen eine Zukunft haben und welche gegebenenfalls zurückgebaut werden sollten.

Die nicht erteilte beihilferechtliche Genehmigung der Europäischen Kommission für eine über das Jahr 2021 hinausgehende Anschlussförderung für Windenergieanlagen nach dem 20-jährigen Vergütungszeitraum verdeutlicht, dass die neue Ausgangslage als ersten Schritt proaktives Handeln erfordert und das Abwarten auf weitere staatliche Unterstützung voraussichtlich vergebens ist. Betreiber sollten sich somit rechtzeitig über mögliche Optionen zum Weiterbetrieb nach dem Ende der EEG-Förderung informieren und eine Vorstellung darüber entwickeln, ob und in welcher Weise man am Strommarkt zukünftig teilnehmen möchte.

Grundsätzlich kann man die Optionen in vier verschiedene Ansätze untergliedern: Rückbau, Neubau, Weiterbetrieb und Verkauf. Der Anlagenbetreiber kann mit Auslaufen der Förderung den Betrieb einstellen und die Anlage zurückbauen oder er kann versuchen sie durch eine neue Anlage zu ersetzen. Viele Windenergieanlagen werden bereits vor dem Erreichen des Endes ihres Vergütungszeitraums durch leistungsstärkere Anlagen ersetzt. In diesem Zusammenhang spricht man von Repowering. Am selben Standort kann so deutlich mehr Strom produziert werden. Es handelt sich hierbei um neue, meist deutlich größere Anlagen, die ein neues Genehmigungsverfahren durchlaufen müssen; Abstandsregelungen müssen ein gehalten werden, immissions- und artschutzrechtliche Anforderung erfüllt sein. Wo dies ohne weiteres möglich ist, wurde dies in der Regel schon getan. Möchte der Anlagenbetreiber die Anlage weder weiterbetreiben noch verkaufen oder findet keinen Käufer für die Anlage, muss diese in der Regel zurückgebaut werden.

Im Fokus dieses Artikels stehen die Ansätze Weiterbetrieb und Verkauf der Anlage für die der Strommarkt relevant ist. Gemeinsam ist beiden Ansätzen, dass die Erlöse nicht mehr gesetzlich geregelt sind, sondern sich auf einem Markt ergeben. Beide Ansätze unterscheiden sich jedoch darin, wie die Risiken des Weiterbetriebs und der Vermarktung des Stroms verteilt werden. Es stellt sich also die Frage, welche zusätzlichen Risiken bei der Vermarktung der Anlagen außerhalb der Förderung getragen werden müssen, wer diese Risiken zuvor getragen hat und wer sie zukünftig tragen wird.

Abbildung 1: Risiken bei der Vermarktung von Strom mit und ohne EEG Förderung. © EnergieAgentur.NRW

Risikolos ist der Betrieb einer Photovoltaik- oder Windenergieanlage auch mit EEG Förderung nicht (vgl. Abb. 1). Rechtliche und regulatorische Änderungen können die Rahmenbedingungen – auch für Bestandsanlagen – ändern, ein Schaden der Anlage kann zu Produktionsausfällen führen oder prognostizierte Produktionsvolumen aufgrund ungünstiger Witterung nicht erreicht werden. Diesen Risiken sind sämtliche dieser Anlagen ausgesetzt, unabhängig vom Vermarktungsweg.

Ein wesentlicher Unterschied besteht jedoch im Hinblick auf die Ungewissheit über die Höhe der zukünftigen Erlöse für produzierten Strom. So schwanken die Großhandelspreise für Strom zum Teil stark und folgen dabei trotzdem tages- und jahreszeitlichen Zyklen. Aber auch die Erzeugung aus Windenergie- und Photovoltaikanlagen ist Schwankungen unterworfen. Für Anlagenbetreiber stellen sich also die Fragen, wann ihre Anlagen Strom produzieren und wie hoch die Preise in den betreffenden Zeiten sind. Dabei gilt, je langfristiger die Betrachtung wird desto ungewisser werden die zukünftigen Erlöse.

Bevor auf die Risiken beim Handel mit Strom aus Windenergie- und Photovoltaikanlagen eingegangen wird, wird im Folgenden kurz der deutsche Strommarkt vorgestellt.

Der Strommarkt in Deutschland
Der Stromhandel erfolgt in Deutschland entweder zentral über die Strombörse oder über bilaterale Verträge – den sogenannten over-the-counter-Handel (OTC). Der Großteil, ca. ¾, des Stroms wird über den OTC-Handel abgewickelt. Beide Handelswege bieten sowohl langfristige und kurzfristige Märkte an.

Der Stromhandel dient dazu Angebot und Nachfrage auszugleichen. Das Angebot muss auf den (erwarteten) Stromverbrauch reagieren. Stromlieferanten bauen hierzu nach und nach die Verbrauchslinie mit unterschiedlichen Stromhandelsprodukten nach um ihren Lieferverpflichtungen nachzukommen – die Lieferung wird strukturiert (vgl. Abb. 2). Langfristige Bandlieferungen über Mengen, die mit sehr hoher Wahrscheinlichkeit abgerufen werden sind die Basis. Über Baseload- und Peakload-Bänder nähert sich das Angebot der täglichen Lastgangslinie an. Schließlich dienen Stunden- und ¼-Stundenkontrakte zum Ausgleich der untertägigen Schwankungen. Da sowohl Stromnachfrage als auch -Angebot auch sehr kurzfristig von der Prognose abweichen können, benötigt es eine Backup-Lösung, über die die gleichbleibende Netzfrequenz gesichert wird: die sogenannte Regel- / Ausgleichsenergie.

Abbildung 2: Schematische Darstellung von Stromgroßhandelsprodukten. © EnergieAgentur.NRW

Über den Terminmarkt werden Futures (Börse – EEX) oder Forwards (OTC) gehandelt, bei denen der Lieferzeitpunkt verhältnismäßig weit in der Zukunft liegt. An der EEX, der Strombörse für den Terminmarkt, können Year-Futures bis zu 6 Jahre im Voraus gehandelt werden.

Zwei Standardprodukte am Terminmarkt sind Baseload und Peakload. Baseload-Produkte bilden den Durchschnittspreis über 24 Stunden ab, der relevant ist für feste Mengen, die durchgängig geliefert werden. Peakload-Produkte bilden den Zeitraum von 8 bis 20 Uhr ab, in dem der Strombedarf höher ist. Auch hier wird eine feste Liefermenge für den kompletten Zeitraum gehandelt.

Der Day-Ahead-Markt an der EPEX-Spot (der europäischen Börse für den Kurzfristhandel), auch Spotmarkt genannt, dient als Referenzmarkt. Der Handel an diesem Markt ist bis 12 Uhr für den folgenden Tag möglich. Gehandelt werden hier Stundenkontrakte oder feste Blöcke beispielsweise für den Vormittag. Die Preisbildung erfolgt hier im Einheitspreisverfahren. Dafür werden alle Angebote aufsteigend nach ihren Grenzkosten aufgereiht. Diese Angebotskurve nennt man auch die Merit-Order. Die Grenzkosten, also die Kosten die für die Erzeugung einer zusätzlichen Einheit anfallen, des letzten noch berücksichtigten Kraftwerks um die Stromnachfrage zu decken, setzen den Preis für alle Erzeuger. Dieser Preis ist üblicherweise gemeint wenn vom Börsenstrompreis gesprochen wird. Untertägige Handelsgeschäfte über ¼-Stunden-Kontrakte finden am Intraday-Markt statt.

Die Zugangsvoraussetzungen für den Börsenhandel sind hoch. Neben des vorliegenden haftenden Eigenkapitals von mindestens 50.000 €, ist insbesondere die persönliche und berufliche Eignung der handelnden Geschäftsführer relevant. Zudem fallen laufende Kosten für die Teilnahme am Handel an.

Bislang war der OTC-Handel eher durch große konventionelle Kraftwerke geprägt. Die Erneuerbaren Energien werden derzeit primär an der Börse, und hier insbesondere am Spotmarkt, gehandelt. Mit dem verstärkten Aufkommen förderfreier Anlagen ändert sich dies jedoch langsam. Power Purchase Agreements (Stromlieferverträge), die über mehrere Jahre bilateral abgeschlossen werden, sind ein typisches OTC-Termingeschäft, über das die Verkaufserlöse langfristig abgesichert sind.

Im OTC-Handel gibt es zwar keinen transparenten Marktpreis wie an der Börse, da die Händler aber immer den günstigsten Preis suchen, gleichen sich eventuelle Preisdifferenzen der zwei Märkte durch Arbitrage schnell wieder an. Zudem stellen die Börsenstrompreise wesentliche Referenzgrößen für die Preisfindung in den anderen Marktsegmenten dar. Diese Referenzpreise werden mitunter um weitere Fundamentaldaten und historische Preis- und Erzeugungszeitreihen ergänzt um beispielsweise Preisindizes für Lieferungen in der Zukunft bereitzustellen (z.B. PPA-Preismonitor).

Preisrisiko und Profilrisiko – Gefahren der Kannibalisierung
Die dominierenden Erneuerbare-Energie-Technologien in Deutschland, Windenergie und Photovoltaik, haben gemeinsam, dass sie dargebotsabhängig sind – also von der Wetterlage abhängen und ihre Produktion mit dem Angebot an Sonne und Wind schwankt. Zusätzlich sind beide Technologien dadurch charakterisiert, dass sie zwar einen hohen anfänglichen Investitionsbedarf haben aber niedrige Grenzkosten aufweisen da für die Produktion beispielsweise keine Brennstoffkosten anfallen. Gibt es die Wetterlage her produzieren diese Anlagen Strom, der zu sehr niedrigen Preisen angeboten werden kann. Aufgrund dieser Abhängigkeit von der Wetterlage in Verbindung mit den niedrigen Grenzkosten, werden diese Strommengen weitgehend unabhängig von Preissignalen angeboten und erzielen auf dem Markt die korrespondierenden Preise der Zeiträume. Dahingegen können steuerbare Energieerzeugungsanlagen (beispielsweise Wasserkraftanlagen und thermische Kraftwerke) sich – innerhalb eines gewissen Umfangs – an der Nachfrage orientieren und somit ihre erzielbaren Großhandelserlöse stärker selbst beeinflussen.

Schaut man sich die Produktion einer Anlage über den Lauf eines Jahres an und bewertet dieses Produktionsprofil mit den jeweiligen Marktpreisen lässt sich darstellen welche Wertigkeit die Erzeugung der Anlage hat. Diese Kennzahl nennt man auch Marktwert. Er kann sehr spezifisch, zum Beispiel für eine spezielle Anlage an einem Standort, oder für ganze Technologien ermittelt werden. Weiterhin wird – je nach Kontext – auch bei der zeitlichen Auflösung differenziert und dementsprechend etwa Jahresmarktwerte und Monatsmarktwerte ermittelt (siehe Ermittlung der Marktprämie innerhalb der EEG Förderung; hier). Der technologiespezifische Monatsmarktwert für Solarenergie gibt somit an, was im Durchschnitt eines Monats eine Megawattstunde Strom aus Photovoltaikanlagen auf dem Spotmarkt erlöst hat.

Stellt man den Marktwert in Relation zu dem durchschnittlichen Strompreis am Spotmarkt dar, erhält man den relativen Marktwert, auch Profilwert genannt, und man kann die Wertigkeit des produzierten Stroms mit dem Gesamtmarkt vergleichen. Produziert die Anlage vorwiegend in Zeiten mit hoher Nachfrage und hohen Strompreisen (überdurchschnittlicher Profilwert) oder eher in Zeiten geringer Nachfrage mit entsprechend geringeren Preisen (unterdurchschnittlicher Profilwert)?

Auf Basis solcher historischer Marktwerte und Prognosen der zukünftigen Entwicklung der Marktwerte, werden ebendiese Entscheidungen getroffen, die sich unter anderem auch für die EEG-Anlagen stellen, die auf ihr Vergütungsende zu laufen. Was ist ein fairer Preis bei langfristigen Stromlieferverträgen? Wie hoch darf der Kaufpreis einer Anlage sein? Lohnt sich die Investition in eine neue Anlage an einem bestimmten Standort?

Ein besonderes Charakteristikum von Windenergie und Photovoltaik ist die ausgeprägte Zeitgleichheit bei der Produktion. Diese resultiert aus täglichen und saisonalen Mustern. Bei der Photovoltaik ist dies besonders stark ausgeprägt. Die Sonneneinstrahlung folgt einem saisonalen und täglichen Zyklus. Dies führt dazu, dass sehr große Mengen des günstigen Stroms aus Photovoltaikanlagen zeitgleich zu Markt getragen werden. Während anfangs, als die installierte Leistung von Photovoltaik noch gering war, die Erzeugung einen geringen Einfluss auf den Strompreis hatte, senken mittlerweile während der Sommermonate die Photovoltaikanlagen das Strompreisniveau über die Mittagszeit deutlich (vgl. Abb. 3). In diesem Zusammenhang wird auch von einem Kannibalisierungseffekt gesprochen: je mehr günstiger PV-Strom in den Markt drückt, desto stärker sinkt das Preisniveau in den entsprechenden Zeiten und desto schlechter wird der spezifische Marktwert der Technologie.

Abbildung 3: Verbrauch, PV-Produktion und Großhandelspreise für eine Woche im Juni (KW 24 2021).
© EnergieAgentur.NRW auf Basis von www.smard.de, Bundesnetzagentur 2021

Vermarktung und Ausgleich
Die meisten Produkte im Stromhandel, sowohl an den Spot- als auch an den Terminmärkten, sind standardisierte Lieferverträge, die festlegen wann, wie lange, welche Leistung geliefert wird. Als Verkäufer geht man also in der Regel eine Verpflichtung ein zu einem bestimmten Zeitpunkt eine feststehende Menge Strom auch zu liefern. Wie bereits erläutert liegt es aber in der Natur der Wind- und Sonnenenergie in der Produktion zu schwanken (vgl. Abb. 4). Während sich für den Käufer von Strom aus erneuerbaren Energien sich in der Regel nichts ändert, muss der Verkäufer einen Weg finden, wie er mit der Unsicherheit bei der Produktion umgeht.

Da für den sicheren Betrieb des Stromnetzes eine stabile Netzfrequenz notwendig ist, muss die Bilanz von Stromeinspeisung und -entnahme stets ausgeglichen sein. Dazu werden verpflichtend alle Erzeugungseinheiten und Verbraucher sogenannten Bilanzkreisen zugeordnet. Diese bilden als virtuelle Energiemengenkonten die kleinste Einheit im Strommarkt und dienen als Schnittstelle zwischen den physikalischen Stromflüssen und bilanziellen Handelsflüssen. Der jeweilige Bilanzkreisverantwortliche ist für eine viertelstündlich ausgeglichene Leistungsbilanz seines Bilanzkreises verantwortlich und soll diese durch aktive Bewirtschaftung (Handelsgeschäfte, Regelung von Anlagen) sicherstellen. Er ist verpflichtet, dem zuständigen Übertragungsnetzbetreiber jeweils am Vortag einen Fahrplan vorzulegen, der zeigt, dass die geplante Einspeisung und Entnahme seiner Bilanzkreise ausgeglichen ist. Kommt es zu außerplanmäßigen Abweichungen, muss in letzter Instanz der Übertragungsnetzbetreiber eingreifen (Redispatch, Regelenergie), um die Netzstabilität zu gewährleisten. Hieraus resultierende Kosten werden den verursachenden Bilanzkreisverantwortlichen in Form von sogenannten Ausgleichsenergiekosten in Rechnung gestellt.

Photovoltaik und Windenergie, deren Produktion naturgemäß von der vortägigen Prognose abweichen kann, können also für den Produzenten zusätzliche Kosten für die Ausgleichsenergie erzeugen. Darüber hinaus besteht auch immer das Risiko, dass die tatsächliche Produktion von der prognostizierten abweicht, und somit die vertraglich zugesicherte Stromlieferung kurzfristig zugekauft werden muss.

Abbildung 4: Verbrauch, PV-Produktion und Großhandelspreise für eine Woche im Januar (KW 02 2021).
© EnergieAgentur.NRW auf Basis von www.smard.de, Bundesnetzagentur 2021

Entscheidungskriterium Risikobereitschaft
Wie beschrieben müssen durch die Teilnahme am Strommarkt zusätzliche Risiken beachtet werden. Die Risiken entstehen jedoch nicht neu, sie waren bisher nur anders verteilt. Beispielsweise wurde ein Teil der Risiken, im Sinne der unsicheren Höhe der Erlöse, während der Förderung durch die EEG-Umlage und somit schlussendlich von sämtlichen umlagepflichtigen Letztverbrauchern getragen.

Mit dem Schritt Richtung Markt muss somit die Trägerschaft einiger Risiken neuverhandelt werden. Übernimmt der Anlagenbetreiber die komplette Vermarktung selbst in die Hand oder sucht er sich einen Dienstleister? Ersterer Fall ist aufgrund der Schwankungen von Erzeugung und Verbrauch und der zu erfüllenden Bilanzkreisverantwortung nicht realistisch. Zwar kann der Strom langfristig „as produced“ über ein PPA an einen Abnehmer, ob Verbraucher oder Händler, verkauft werden. Die Aufgabe der Strukturierung und des Ausgleichs liegt dann aber bei der anderen Vertragspartei, die für diese Dienstleistung und die Übernahme der Risiken entlohnt werden muss. Entsprechend der individuellen Risikobereitschaft des Anlagenbetreibers können somit Verträge ausgestaltet werden und sich der Anlagenbetreiber an den Chancen und Risiken des Stromhandels beteiligen. Möchte der Anlagenbetreiber zukünftig keine Risiken tragen bleibt die Möglichkeit die Anlage zu verkaufen. Die Risiken werden dann jedoch bei der Verhandlung des Kaufpreises Berücksichtigung finden. Hierzu zählt auch die Frage ob an dem Standort ein Repowering möglich ist oder in näherer Zukunft – abhängig von der Entwicklung des regulatorischen Umfelds – möglich werden kann. In letzter Konsequenz muss der Anlagenbetreiber also zwischen Renditeansprüchen und Risikobereitschaft abwägen.

Wie auch ein Anlagenbetreiber sich entscheidet, die Attraktivität einer Erzeugungsanlage ist von sehr individuellen Faktoren abhängig. Grundsätzlich ist aber festzustellen, dass größere Einzelanlagen oder Zusammenschlüsse von Anlagen auf Grund des geringeren Aufwands pro kWh attraktiver sind. Ein wesentliches Entscheidungskriterium ist dabei auch die individuelle Risikobereitschaft. In der Branche werden sich für die allermeisten Risikotypen passende Verträge und Produkte finden. Gemeinsam ist ihnen allen jedoch, dass es ratsam ist, sich bereits Jahre vor Ablauf des Vergütungszeitraums Gedanken ob und mit welchem Risiko man nach der Förderung am Strom teilhaben möchte.

Blick in die Praxis: Statkraft berichtet
Claus Urbanke, Leiter der Solar- & Wind-Projektentwicklung Deutschland von der Statkraft Markets GmbH zeigt auf welche Chancen und Risiken sie bei der Marktintegration älterer Anlagen sehen:

EnergieAgentur.NRW: Statkraft ist Europas größter Erzeuger erneuerbarer Energien und gehört in Deutschland zu den Ersten, die langfristige Stromlieferverträge zum Weiterbetrieb von ausgeförderten Windenergieanlagen abgeschlossen haben.  Was sind aus Ihrer Erfahrung die größten Herausforderungen bei der Anbahnung von Weiterbetriebsoptionen? Wieviel Vorlaufzeit sollten Anlagenbesitzer beispielsweise berücksichtigen?

Statkraft: Anlagenbetreiber müssen sich im Klaren darüber sein, ob sie in der Ü20-Phase mit einem Spotpreis-Risiko leben können oder ob sie einen Festpreisvertrag abschließen wollen. Die Spotpreis-Variante lässt sich vertraglich recht einfach darstellen und kann schnell jederzeit abgeschlossen werden. Bei einem Festpreisvertrag sollte man aber eine gewisse Vorlaufzeit einplanen. Die Marktpreise ändern sich ständig, Timing spielt also eine Rolle. Idealerweise beobachtet man den Markt eine Zeit lang und entwickelt ein Gefühl für die Preise. Auch das Käuferinteresse schwankt. Ende 2020 haben wir beobachtet, dass es Anlagenbetreiber gab, die für 2021 noch keine Verträge abgeschlossen hatten, dann aber feststellen mussten, dass das Preisniveau sehr niedrig war oder es schlicht zu wenig Käufer gab. Da hatte sich mancher verspekuliert. Wegen Corona war die Situation aber natürlich auch außergewöhnlich.

EnergieAgentur.NRW: Wir nehmen ein gesteigertes Interesse von Unternehmen wahr, sich mit lokal erzeugtem Grünstrom zu versorgen. Können Sie diese zusätzliche Nachfrage nach grüner Energie bestätigen und welche Rolle können die alten Anlagen in diesem Segment spielen?

Statkraft: Das stimmt definitiv. Immer mehr Unternehmen setzen sich konkrete Nachhaltigkeitsziele und eine Versorgung mit regenerativ erzeugtem Strom gehört dazu. Auch die Qualitätsanforderungen an Grünstrom steigen. Idealerweise wollen die Unternehmen zeigen können, dass sie durch ihren PPA die Realisierung oder den Weiterbetrieb einer bestimmten Anlage erst ermöglicht haben. Und idealerweise möchten Unternehmen sich nicht nur bilanziell aufs Jahr gerechnet mit Grünstrom versorgen, sondern sie wollen eine Gleichzeitigkeit von Erzeugung und Verbrauch zu jeder Tageszeit. Das können einzelne Wind- und Solarerzeuger naturgemäß nicht garantieren. Unternehmen wie Statkraft, die Portfolien mit vielen Anlagen unterschiedlicher Technologien bewirtschaften, können das schon eher.

EnergieAgentur.NRW: Es wird häufig davon gesprochen, dass die Erzeugungsprofile von Windenergie- und Photovoltaikanlagen sich gut ergänzen; weht ein kräftiger Wind, scheint in der Regel die Sonne weniger und umgekehrt. Mittlerweile liegen die Stromgestehungskosten von neuen Freiflächenanlagen jedoch deutlich unterhalb derer von Windenergieanlagen und der Ausbau der Photovoltaik schreitet voran, während die komplexen Genehmigungsverfahren den Ausbau der Windenergie zusehends hemmen. Wie sehen Sie die Entwicklungen und die zukünftige Rolle von Photovoltaik und Windenergie?

Statkraft: Wind- und Solaranlagen ergänzen sich gut und wir brauchen beide Technologien für einen optimalen Erzeugungsmix in Deutschland. Bei den Stromgestehungskosten muss man genauer hinschauen. Es stimmt zwar, dass die Ergebnisse der BNetzA-Ausschreibungen niedriger sind für Solar als für Wind. Das liegt allerdings auch daran, dass die Wind-Ausschreibungen regelmäßig unterzeichnet sind, es also schlicht einen Mangel an Windprojekten in Deutschland gibt. Es wird in den nächsten Jahren mehr Solar- als Windkapazität zugebaut werden, daher muss man auch damit rechnen, dass der Marktwert für solare Erzeugungsprofile stärker sinkt als für Wind. Alles in allem ist also klar: für den Weg hin zu einer CO2-freien Stromerzeugung brauchen wir beide Technologien.

EnergieAgentur.NRW: Vielen Dank für die interessanten Einblicke!