Warum sind Hybrid-PPAs interessant?
Seit geraumer Zeit besteht in der Photovoltaikbranche die verbreitete Auffassung, dass sich Freiflächenanlagen ohne Kombination mit Grünstromspeicher nicht mehr „rechnen“. Umgekehrt scheint sich der Glaubenssatz „Grünstromspeicher rechnen sich nicht“ in jüngster Zeit in Luft aufgelöst zu haben. Den meisten dämmert, dass es sich bei dem schnellen Euro, den der Arbitragehandel mit Graustromspeichern verspricht, mangels ausreichender Netzanschlüsse eher um eine Taube auf dem Dach handelt. Dementsprechend werden neue Freiflächenanlagen vielfach von vornherein als Anlagenkombination konzipiert, ohne Inanspruchnahme einer Förderung über die Innovationsausschreibungen und Bestandsanlagen mit oder ohne Förderung nach dem EEG werden nachgerüstet.
Angesichts dauerhaft niedriger Marktwerte für Solarstrom ist es unwahrscheinlich, dass sich an dieser Entwicklung etwas ändert. Nicht erstaunlich also, dass fast alle bekannten Vermarkter inzwischen Verträge für die Vermarktung von Strom und Flexibilität aus solchen Anlagenkombinationen (Hybrid-PPA) anbieten. Anders als reine Stromabnahmevereinbarungen aus Freiflächenanlagen sind Hybrid-PPAs noch nicht zur Gewohnheit geworden.
Sind Hybrid-PPAs grundsätzlich anders als normale PPAs?
Bei der Antwort auf diese Frage ist zwischen der Vertragsstruktur und den Vertragsinhalten zu unterscheiden.
Vertragsstruktur: Die Vertragsstruktur ist Geschmackssache. Einige Vermarkter haben sich dafür entschieden, die teilweise unterschiedlichen Anforderungen an die Vermarktung von Strom und die Vermarktung von Flexibilität in einem einheitlichen Vertragsdokument zusammenzufassen. Andere gehen den Weg über eine Rahmenvereinbarung, die idealerweise abschließend alle Regelungen enthält, die sowohl für die eine als auch für die andere Technologie gelten, wie etwa Vertragsdauer, Kündigungsregelungen, Gerichtsstand. Die spezifischen Regelungen sind in jeweils getrennten Verträgen über die Vermarktung von Strom aus der Photovoltaikanlage und über die Vermarktung von Flexibilität aus dem Batteriespeicher enthalten. Zu den spezifischen Regelungen zählen etwa jene über die Art der Vermarktung, die Vergütung oder die Verfügbarkeit.
Vertragsinhalt: Inhaltlich gilt, dass es zwar technologiespezifische Besonderheiten gibt, die zu adressierenden Themenfelder jedoch im Wesentlichen identisch sind.
Welche Angaben zum Batteriespeicher sind bei der Definition der vertragsgegenständlichen Anlagen für den Vermarkter relevant?
Wesentlich für die Vermarktung sind neben der installierten Leistung (Megawatt) und der installierten Kapazität (Megawattstunde) als Ausgangsparameter diejenigen Parameter, die sich auf den Vermarktungserfolg auswirken können, also die Möglichkeiten und Grenzen des Speichers. Dazu gehören beispielsweise: (1) die nutzbare Kapazität, also das Speichervolumen, das unter Berücksichtigung der technischen Grenzen des Speichers tatsächlich für die Vermarktung genutzt werden kann; (2) die Degradation, also die Aussage zum technisch bedingten Verlust von Kapazität, der Wirkungsgrad des Speichers (Round Trip Efficiency), also die Höhe der Speicherverluste, die beim Prozess der Einspeicherung von Energie und deren Rückspeisung in das Netz zu erwarten sind; (3) die Anzahl der technisch zulässigen und der vertraglich vereinbarten Ladezyklen, (4) die Anforderungen an die technischen Einrichtungen zur Messung der ein- und ausgespeicherten Energiemengen.
Sind Vermarkter bereit, unterschiedliche Zeitpunkte der Inbetriebsetzung von Photovoltaikanlage und Speicher am Netz in Kauf zu nehmen?
Ja, Vermarkter können ohne Weiteres mit unterschiedlichen Inbetriebnahmedaten umgehen. Solange nur die Photovoltaikanlage Strom einspeisen kann, beschränkt sich die Vergütung auf den gelieferten Strom und ist natürlich deutlich niedriger als für den Fall, dass der Vermarkter die Möglichkeit hat, die Erzeugung mit Hilfe des Speichers in Zeiten attraktiver Strompreise zu verschieben.
Gibt es spezifische Anforderungen, die Betreiber von Anlagenkombinationen erfüllen müssen, damit der Vermarkter die Vermarktung aufnimmt?
Photovoltaikanlage und Speicher müssen natürlich an das Netz angeschlossen sein und der Vermarkter muss die Anlagekombination seinem Bilanzkreis zugeordnet haben. Eine Besonderheit beim Betrieb von Speichern besteht darin, dass der Anlagenbetreiber verpflichtet ist, eine Steuerbox nach den Vorgaben des Vermarkters zu installieren. Diese enthält eine Schnittstelle, über die der Vermarkter auf die Anlagenkombination zugreifen und die Fahrweise beider Anlagen über seine Vermarktungssoftware steuern kann. Ferner ist in den meisten Verträgen ein Probebetrieb für die Anlagenkombination und/oder den Speicher vorgesehen. Dieser beschränkt sich allerdings darauf, die Ansteuerbarkeit des Speichers oder der Anlagenkombination zu testen.
Die meisten Vermarktungsverträge sehen vor, dass die Flexibilität aus dem Speicher im Rahmen einer sogenannten Multi-Market-Strategie vermarktet wird, also sowohl am Großhandelsmarkt als auch an den Regelenergiemärkten. Vor diesem Hintergrund: Muss der Speicher zum Zeitpunkt ihrer Inbetriebsetzung bereits für die Regelenergievermarktung präqualifiziert sein?
Nein, der Speicher muss zum Zeitpunkt der Aufnahme der Vermarktung nicht präqualifiziert sein. Sofern der Anschlussnetzbetreiber die Regelenergievermarktung zulässt, übernimmt der Vermarkter die Durchführung des Präqualifizierungsverfahrens. Solange der Speicher nicht präqualifiziert ist, beschränken sich die Vermarktungsaktivitäten auf die Vermarktung des Stroms aus dem Speicher an den Großhandelsmärkten. Eine Garantie für eine erfolgreiche Präqualifizierung übernimmt der Vermarkter nicht. Welchen Einfluss die fehlende Regelenergievermarktung auf die Erlöse aus der Anlagenkombination hat, ist schwer zu sagen. Nach meiner Kenntnis sind die Auswirkungen nicht sehr erheblich.
Können für den aus dem Speicher gelieferten Strom Herkunftsnachweise ausgestellt und übertragen werden?
Ja, grundsätzlich sind Speicher, die ausschließlich Strom aus einer erneuerbaren Erzeugungsanlage einspeichern und wieder in das Netz ausspeisen, Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien (§ 3 Abs. 1 Nr. 1 EEG). Wegen des Doppelvermarktungsverbotes entfällt dementsprechend die Möglichkeit der Ausstellung und Übertragung von Herkunftsnachweisen für Anlagenkombination, die Gegenstand eines Ausschreibungsverfahrens nach dem EEG oder der Innovationsausschreibungsverordnung gewesen sind.
Welche Vergütungsmodelle gibt es für Anlagenkombination?
Vereinbart werden folgende Vergütungsmodelle: (1) ein einheitlicher fester Preis für den Strom aus der Anlagenkombination, wobei teilweise nur auf die Gesamterzeugung der Photovoltaikanlage, teilweise auf die tatsächlich eingespeisten Strommengen abgestellt wird („Einheitspreismodell“); (2) ein fester Preis für den Strom auf der Anlagekombination und ein fester Preis für die Vermarktung der Flexibilität („Toll“); (3) ein fester Preis für den Strom aus der Photovoltaikanlage sowie eine Beteiligung am Erlös aus der Flexibilitätsvermarktung („Profit-Share“).
Beim Profit-Share entspricht die Beteiligung einem Anteil zwischen 90 und 94 Prozent der Erlöse. Die Differenz zu 100 Prozent bildet die Vergütung des Vermarkters. Erlöse sind dabei die Einnahmen aus der Vermarktung abzüglich näher definierter Kosten, wie zum Beispiel Kosten für die Beschaffung von Ausgleichsenergie. Bei den festen Preisen, ob Einheitspreismodell oder Tolling, finde ich interessant, dass diese nicht durchgängig mit einer strafbewehrten Verfügbarkeitsgarantie verknüpft sind. Es lohnt sich also wie immer, mehrere Vermarkter anzufragen.
Stimmt es, dass Banken Anlagenkombination nur finanzieren, wenn für den Speicher ein Festpreis vereinbart ist?
Nein, das trifft nicht zu. Banken finanzieren auch Anlagenkombination im Profit-Share-Modell. Aus meiner Sicht bleibt ihnen wenig anderes übrig, da bei Weitem nicht alle Vermarkter bereit sind, das Risiko eines festen Preises auf sich zu nehmen. Denn im Zweifel schützen die schönste Verfügbarkeitsgarantie und die eindeutigste Kündigungsmöglichkeit nicht so wirksam wie ein schlichter Profit-Share vor einer schlecht laufenden Anlage.
Wie kann sich der Anlagenbetreiber im Fall des Profit-Share-Modells gegen eine schlechte Performance des Vermarkters schützen?
Bei Verträgen über die Vermarktung von Flexibilität von Graustromspeicher wird teilweise ein Referenzerlös vereinbart, der nicht dauerhaft unterschritten werden darf (Benchmarking). Unterschreitet der Vermarkter den Referenzerlös während einer bestimmten Anzahl aufeinanderfolgender Monate oder während einer bestimmten Anzahl von Monaten innerhalb eines Zeitraumes von zwölf Monaten, besteht ein Recht des Betreibers, den Vermarktungsvertrag zu kündigen. Bei Verträgen über Anlagenkombination habe ich derartige Regelungen bisher nicht gesehen. Aus meiner Sicht sind sie für Anlagenkombination auch zu aufwendig. Zudem besteht die Schwierigkeit dieser Regelungen darin, dass es bisher keine allgemein anerkannten Datenbanken für Vermarktungserlöse aus Batteriespeichern gibt, geschweige denn differenziert nach Grün- und Graustromspeichern.
Worin unterscheidet sich die Verfügbarkeitsgarantie für eine Photovoltaikanlage von einer Verfügbarkeitsgarantie für einen Speicher?
Das Prinzip der Verfügbarkeitsgarantie ist für Speicher dasselbe wie für Photovoltaikanlagen, nur die Parameter unterscheiden sich etwas. Die Verfügbarkeitsgarantie bei Speichern bezieht sich in der Regel auf folgende Parameter: (1) Wirkungsgrad, (2) Degradation, (3) technische Verfügbarkeit. Zeitlicher Referenzrahmen ist das Kalenderjahr.
Garantierter Wirkungsgrad: Der garantierte Wirkungsgrad trifft eine Aussage über den maximal zulässigen Speicherverlust. Danach muss die ausgespeiste Energie einem Mindestprozentsatz der unter Berücksichtigung der vereinbarten Kapazität eingespeicherten Energie entsprechen (zum Beispiel 88 Prozent).
Garantierte Degradation: Die garantierte Degradation betrifft die Kapazität des Speichers, also seine, aus technischen Gründen abnehmende Möglichkeit, eine bestimmte Energiemenge in Megawattstunden einzuspeichern. Die garantierte Degradation entspricht also einem Mindestprozentanteil an der maximalen Kapazität (zum Beispiel 95 Prozent).
Garantierte Mindestverfügbarkeit: Die garantierte Mindestverfügbarkeit ist der Prozentanteil der Stunden eines Kalenderjahres, in denen die maximale Kapazität unter Berücksichtigung der üblichen Degradation zur Verfügung steht. Wie bei Photovoltaikanlagen ist für die Ermittlung der Mindestverfügbarkeit von besonderer Bedeutung, welche Nichtverfügbarkeiten entschuldigt sind, also als verfügbar gelten. Zu den entschuldigten Stunden sollten mindestens gehören: (1) Redispatchzeiten, (2) Zeiten höherer Gewalt, (3) Nichtverfügbarkeiten wegen Wartungsarbeiten, (4) geplante Nichtverfügbarkeiten, (5) durch den Vermarkter verursachte Nichtverfügbarkeiten, (6) Nichtverfügbarkeiten wegen Ausfalls der Photovoltaikanlage, es sei denn, diese sind ihrerseits entschuldigt. (Margarete von Oppen)
Die Autorin
Margarete von Oppen ist Partnerin der Rechtsanwaltssozietät orka Partnerschaft. Die Schwerpunkte der Fachanwältin für Verwaltungsrecht liegen im regulatorischen Bereich (EEG, EnWG), im öffentlichen Bau- und Fachplanungsrecht sowie in der Gestaltung von Verträgen im Zusammenhang mit der Projektentwicklung von Erzeugungsanlagen und der Vermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien.