Die Windräder im nordfriesischen Ellhöft werden auch über das Jahr 2020 hinaus Strom produzieren. Was so selbstverständlich klingt, ist es keineswegs. Und das ist der Grund: Im Juni 2000 gingen die sechs Windräder des Bürgerwindparks ans Netz – nur wenige Monate nach Inkrafttreten des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). Seitdem erhielt die örtliche Betreibergemeinschaft eine gesetzlich garantierte Einspeisevergütung für jede produzierte Kilowattstunde. Nur: Die Förderung ist auf 20 Jahre begrenzt, sie läuft Ende 2020 aus. Die Anlagen funktionieren aber noch gut und können weiter verlässlich Strom produzieren.
Neue Lösungen für die Energiewende
Solche langfristigen Lieferverträge könnten eine Lösung für viele Windkraft-, Photovoltaik- und Biogasanlagen in Deutschland sein. Denn bis zum Jahr 2030 fallen Tausende dieser Anlagen aus der EEG-Vergütung. Insgesamt sind es mehr als 51 Gigawatt (GW). Schon 2021 stellt sich die Herausforderung für Windanlagen mit einer Leistung von über acht GW.
Als alternative Lösung bietet sich bei Windkraftanlagen das so genannte Repowering an, wie im brandenburgischen Waldow. Der dortige Windpark mit 14 Anlagen ging 2003 in Betrieb, die staatlich garantierte Einspeisevergütung läuft im Jahr 2023 aus. Anfang 2019 übernahm das Berliner Unternehmen Re-Wind einen Großteil der Anlagen. Nach dem Auslaufen der Förderung wird Re-Wind die alten Windkraftanlagen durch neue, leistungsstärkere ersetzen. Die produzierte Strommenge steigt dadurch um das Fünffache. Die höheren Gewinne sollen den Windpark auch ohne Förderung auf Dauer rentabel machen. Ungewiss ist jedoch, wie viele Windräder in Deutschland auf diese Weise „repowered“ werden können. Denn oft verhindern lokale Bestimmungen die Genehmigung leistungsstärkerer Anlagen mit höheren Nabenhöhen.
Eins ist jedoch klar: Ohne Repowering oder eine gesicherte Abnahme des Stroms werden diese alten Anlagen nicht konkurrenzfähig sein. „Wenn wir die Ziele der Energiewende erreichen wollen, müssen möglichst viele Anlagen an nicht repowerbaren Standorten in Betrieb bleiben“, betont Tibor Fischer, Leiter Erneuerbare Energien und Innovationen bei der dena: „Zusätzlich brauchen wir natürlich auch Investitionen in neue Anlagen, um die Klimaziele vor dem Hintergrund einer steigenden Stromnachfrage zu erreichen.“ Bis 2030 will Deutschland den Anteil erneuerbarer Energien am Stromverbrauch von derzeit knapp 38 Prozent auf 65 Prozent erhöhen. Und weil der Zubau bei erneuerbaren Energien in Deutschland jüngst ins Stocken geraten ist, wird es umso wichtiger, für die Bestandsanlagen neue Geschäftsmodelle zu finden.
„Wenn wir die Ziele der Energiewende erreichen wollen, müssen möglichst viele Anlagen an nicht repowerbaren Standorten in Betrieb bleiben.“
Schnelles Wachstum auf internationaler Ebene
PPAs spielen international bereits heute im Neuanlagensegment eine wichtige Rolle. Weltweit sind laut Bloomberg New Energy Finance im Jahr 2018 langfristige Lieferverträge für grünen Strom aus Windkraft und Photovoltaik mit einem Volumen von 13,6 GW abgeschlossen worden – mehr als doppelt so viel wie im Vorjahr.
Als Abnehmer für den Grünstrom kommen nicht nur Energieanbieter infrage, wie der dena-Marktmonitor 2030 zu Corporate Green PPAs gezeigt hat. Auch Großabnehmer aus Industrie und Gewerbe haben Interesse an langfristigen Lieferverträgen für Wind- und Sonnenstrom. Schließlich ist klimafreundliche Energieversorgung ein Bestandteil vieler Unternehmensstrategien, die Nachfrage nach grünen Produkten wächst stetig. „Vor allem Firmen in energieintensiven Branchen können so ihre Nachhaltigkeitsziele erfüllen und sich gleichzeitig gegen steigende Strompreise absichern“, erläutert Fischer. So wird beispielsweise Mercedes-Benz Cars ab 2021 Windstrom aus sechs bestehenden Bürgerwindparks in Niedersachsen beziehen, unter anderem für die Produktion des Elektroautos EQC in Bremen. Der Autobauer schloss hierzu ein PPA mit dem norwegischen Energiekonzern Statkraft ab.
Perspektiven für Alt- und Neuanlagen
PPAs könnten aber nicht nur eine Lösung für den Weiterbetrieb bereits abgeschriebener Erneuerbare-Energie-Anlagen sein, sondern auch ein interessantes weiteres Modell zur Finanzierung größerer Neuanlagen. So haben der Energieversorger EnBW und der Projektentwickler Energiekontor im Februar 2019 ein PPA für den Bau eines Solarparks unterzeichnet: Das Projekt mit einer Leistung von 85 MW im mecklenburgischen Marlow soll Ende 2020 ans Netz gehen. Attraktiv machen dieses neue Modell die stark gesunkenen Kosten für Solar- und Windstrom, die zum Teil bereits unter den Börsenstrompreisen liegen.
Damit sich PPA-Modelle in Deutschland in der Breite durchsetzen können, braucht es allerdings veränderte Rahmenbedingungen. Im dena-Marktmonitor nennen die befragten Branchenexperten komplexe Verträge, Ungewissheiten bei der staatlichen Regulierung und mangelnde Preistransparenz als Hürden. dena-Experte Tibor Fischer benennt weitere Hindernisse: Energieintensiven Unternehmen droht der Verlust der Strompreiskompensation, wenn sie ein Grünstrom-PPA abschließen. Darüber hinaus lässt das deutsche Kartellrecht langfristige Lieferverträge für Neuanlagen bisher nicht zu. „Erst wenn diese Hemmnisse beseitigt sind, können PPAs in größerem Umfang zum Gelingen der Energiewende beitragen. Diese Themen wollen wir in Zukunft angehen“, betont der dena-Experte.
dena-Marktmonitor 2030: Corporate Green PPA
Corporate Green Power Purchase Agreements (PPAs) sind in Deutschland ein relativ neues Phänomen. Der dena-Marktmonitor 2030: Corporate Green PPAs bietet eine umfassende Datenbasis zu den Perspektiven nachfragegetriebener Stromlieferverträge. Befragt wurden 128 Fachleute aus der Wirtschaft wie Investoren, Projektentwickler, Energieversorger, Direktvermarkter und Energieabnehmer. Sie geben Einschätzungen zum Marktpotenzial von PPAs auf Angebots- und Nachfrageseite. Die Umfrage vermittelt erstmals ein vollständiges Bild aller relevanten Marktakteure.
Quelle Headerbild: Alphabet/Google (dena-Magazin transition 20)
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