Alessandra Freyer:
Die Energiewirtschaft ist im Wandel.
Karl Holtkamp:
Das Energierecht auch.
Alessandra Freyer:
Und wer den Rechtsrahmen kennt
Karl Holtkamp:
ist im Vorteil.
Alessandra Freyer:
Willkommen in der Regelzone, dem Podcast von Addleshaw Goddard.
Karl Holtkamp:
Wir sprechen über Recht, Regulierung und Strategie.
Alessandra Freyer:
Und was das für Unternehmen, Investoren und den Markt konkret bedeutet.
Karl Holtkamp:
Mit Alessandra Freyer.
Alessandra Freyer:
Und Karl Holtkamp. Auf geht's.
Karl Holtkamp:
Auf geht's, Alessandra. Lass uns wieder über Energierecht sprechen. Heute über das neue EEG 2027 und über Power Purchase Agreements, kurz PPAs.
Alessandra Freyer:
Karl, ich habe heute wieder eine These mitgebracht, und zwar ein PPA soll meist den Strompreis über viele Jahre festschreiben und das ist auch im EEG 2027 so, beziehungsweise man kann den Preis im Vertrag fix vereinbaren.
Aber jetzt ist es so, dass meiner Meinung nach die wirtschaftliche Rechnung am Ende trotzdem nicht aufgehen kann.
Karl Holtkamp:
Eine beunruhigende These zum Start in unsere heutige Folge, denn PPAs schließen Abnehmer und Erzeuger regelmäßig ja gerade mit Blick auf die Zeit und diese Erlöskomponente. Das abnehmende Unternehmen möchte also seinen Strompreis möglichst sicher kalkulieren.
Der Stromerzeuger muss sein Projekt gegebenenfalls langfristig über gesicherte Erlöse absichern und auch finanzieren. Was kommt dazwischen?
Alessandra Freyer:
Interessant ist vor allem der neue Refinanzierungsbeitrag im EEG 2027. Der knüpft nicht an den Preis an, den die Parteien in dem PPA vereinbart haben, sondern an einen abstrakt berechneten Jahresmarktwert.
Karl Holtkamp:
Dann schauen wir uns in der Folge heute noch an, wann dieser Beitrag anfällt, warum ein PPA nicht automatisch aus dem EEG-System herausführt und was die Parteien künftig vertraglich regeln sollten. Wir beziehen uns dabei, der Disclaimer sei erlaubt, auf den Kabinettsentwurf, den die Bundesregierung am 29. Juli diesen Jahres beschlossen hat und der inzwischen als Bundesdrucksache vom 14.8. auch vorliegt. Sprich, das Gesetzgebungsverfahren läuft im Zeitpunkt unserer Aufnahme jedenfalls noch. Bevor wir in das neue Fördermodell einsteigen, sollten wir einige Grundlagen vielleicht noch mal vorab klären und ansprechen.
Was verstehen wir überhaupt unter einem Corporate PPA?
Alessandra Freyer:
Ja, im Kern ist es ein langfristiger Stromliefervertrag. Du hast einmal den Erzeuger und ein Unternehmen als Abnehmer und der Strom, den der Abnehmer bezieht, also das Unternehmen vom Erzeuger, stammt typischerweise aus einem Wind- oder Solarpark.
Karl Holtkamp:
Jedenfalls bei einem Green PPA.
Alessandra Freyer:
Es gibt noch andere Arten und Formen, aber wir reden ja hier über das EEG 2027. Wir können es ja so machen: Unseren fiktiven Windpark haben wir einmal auf der einen Seite den Erzeuger und ein Unternehmen als Abnehmer. Und hier ist es so, dass der Projektentwickler, der sichert über mehrere Jahre seinen Erlös ab.
Ist für ihn von Vorteil natürlich. Für den Unternehmer aber auch und das Unternehmen, weil das erhält dann Grünstrom und auch wichtig, möchte seine Beschaffungskosten langfristig kalkulieren können.
Karl Holtkamp:
Für einen Projektentwickler sind PPAs häufig auch Finanzierungsinstrument. Je verlässlicher die künftigen Erlöse erscheinen beziehungsweise je verlässlicher auch die Abnahme und Erlöse vertraglich gesichert sind, desto besser lässt sich ein Projekt auch finanzieren.
Der feste Preis ist also nicht nur für den Abnehmer wichtig, sondern kann die Gesamtwirtschaftlichkeit eines Projekts tragen. Und für unsere Fragestellung, insbesondere auch rund um die EEG-Themen, sind vor allem sogenannte Offsite PPAs interessant.
Alessandra Freyer:
Kannst du noch mal ganz kurz erklären, was man darunter versteht?
Karl Holtkamp:
Erzeugungsanlage und Abnehmer liegen letztlich räumlich getrennt und der erzeugte Strom wird über das öffentliche Netz vermarktet. Als Beispiel könnte man heranziehen einen neu errichteten Onshore Windpark, der einen Zuschlag in der EEG-Ausschreibung erhalten hat. Und zusätzlich ein zehnjähriges PPA mit einem etwa Industrieunternehmen abschließt.
Alessandra Freyer:
Ja, das klingt auf beiden Seiten erst mal gut und planbar. Also einmal EEG-Zuschlag als Absicherung auf der einen Seite und langfristiger Abnahmevertrag auf der anderen.
Karl Holtkamp:
Aber?
Alessandra Freyer:
Genau diese Rechnung verändert allerdings das EEG 2027. Nach dem Kabinettsentwurf wird die Marktprämie für geförderte Neuanlagen ab 100 Kilowatt zu einem zweiseitigen Modell nämlich weiterentwickelt.
Und vielleicht noch mal kurz zur Einordnung: Was ist Direktvermarktung? Also Direktvermarktung bedeutet, dass der Betreiber seinen Strom am Markt verkauft. Dann haben wir noch die geförderte Direktvermarktung und hier ist es so, dass wir eine Marktprämie haben und die gleicht aus die Differenz zwischen dem Marktwert des Stroms und dem sogenannten anzulegenden Wert.
Karl Holtkamp:
So weit, so bekannt, hätte ich gesagt. Reichen die Markterlöse nicht an den anzulegenden Wert heran, kommt die Marktprämie dazu. Neu ist jetzt aber, dass das System auch in die andere Richtung funktionieren soll.
Alessandra Freyer:
Also meinst du damit, dass der Betreiber am Ende selbst zahlen muss?
Karl Holtkamp:
Verkürzt gesagt: Ja. Liegt der energieträgerspezifische Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert, muss der Betreiber für den erzeugten und in das Netz eingespeisten Strom einen Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber zahlen.
Vereinfacht gesagt: In Niedrigpreisjahren zahlt das Fördersystem an den Betreiber, in Hochpreisjahren fließt ein Teil davon wieder zurück.
Alessandra Freyer:
Dieses zweiseitige Fördermodell wird häufig als Contract for Difference bezeichnet, kurz CFD. Und gemeint ist vereinfacht, dass das Fördersystem, das sichert den Betreiber nach unten ab, partizipiert über den Refinanzierungsbeitrag, aber auch an hohen Marktwerten.
Und im EEG wird der Förderanspruch allerdings nicht durch einen klassischen Vertrag mit dem Staat begründet. Also auch noch mal als Disclaimer vielleicht wichtig zu sagen, wenn wir hier von CFD sprechen, dann verwenden wir den Begriff nur, um damit die wirtschaftliche Funktionsweise zu erläutern, also anschaulich zu erläutern.
Wörtlich sollte man das nicht nehmen.
Karl Holtkamp:
Aber wenn der Erzeuger und der Betreiber einen festen PPA-Preis vereinbart hat, müsste man dann nicht eigentlich auf diesen konkreten Erlös schauen?
Alessandra Freyer:
Na, das macht das neue System gerade nicht, weil maßgeblich ist nicht der tatsächliche Erlös des konkreten – bleiben wir mal wieder bei unserem Windparkbeispiel – also des konkreten Erzeugers, des konkreten Windparks, sondern der Jahresmarktwert der jeweiligen Technologie.
Also hier Durchschnittswert etwa für Wind an Land oder Solar und der individuelle PPA-Preis ist dafür grundsätzlich nicht entscheidend.
Karl Holtkamp:
Entscheidend für mich aber, dass dieser Refinanzierungsbeitrag auch anfallen kann, wenn der Strom in der sogenannten sonstigen Direktvermarktung verkauft wird, also ohne Marktprämie und typischerweise über ein Grünstrom-PPA.
Ein Offsite-PPA, wie wir es eben mal beispielhaft geschildert haben, führt deshalb nicht automatisch aus dem Förder- und Abschöpfungssystem heraus. Wie fallen also PPA-Preis und Projekterlös auseinander, um auf deine Eingangsthese zurückzukommen? In Vorbereitung auf die heutige Folge haben wir uns mal ein vereinfachtes Beispiel zur Veranschaulichung überlegt.
Alessandra Freyer:
Ist immer am besten, finde ich, zu verstehen.
Karl Holtkamp:
Ja, gerade wenn's um Zahlen geht. Sagen wir mal, unser Windpark hat einen anzulegenden Wert von sieben Cent pro Kilowattstunde. Im PPA hat der Betreiber mit einem Industrieabnehmer aber einen Preis von acht Cent vereinfacht vereinbart und der Jahresmarktwert für Wind an Land liegt in einem Hochpreisjahr im Beispiel bei neun Cent, also sieben Cent, acht Cent, neun Cent.
Alessandra Freyer:
Und stark vereinfacht knüpft der Refinanzierungsbeitrag dann an die Differenz von zwei Cent zwischen Jahresmarktwert und anzulegendem Wert an.
Karl Holtkamp:
Und zwar, obwohl der Betreiber die neun Cent gar nicht erzielt hat, sondern eigentlich acht Cent vereinbart hat.
Alessandra Freyer:
Also tatsächlich erhält er nach unserem Beispiel nur den PPA-Preis von acht Cent.
Zieht man davon dann den Refinanzierungsbeitrag von zwei Cent ab, bleiben sechs Cent. Also kann man sagen, der feste PPA-Preis führt nicht zum erwarteten Nettoerlös nach unserem Beispiel. Und noch mal ganz wichtig zu sagen, das Beispiel, was wir genannt haben, das vereinfacht die gesetzlichen Berechnungsschritte.
Das kann man gar nicht oft genug betonen, weil der Entwurf erhält noch andere Berechnungsschritte beziehungsweise Faktoren, die reinspielen können. Unter anderem eine Begrenzung für Zeiten mit geringen positiven Preisen. Aber wichtig, so oder so, vereinfachte Berechnungsschritte oder nicht, das Grundproblem bleibt.
Der individuelle Vertragspreis und abstrakte Berechnungsgröße, die können einfach auseinanderfallen.
Karl Holtkamp:
Es kann auch in die andere Richtung gehen. Erzielt der Betreiber etwa einen PPA-Preis oberhalb des Jahresmarktwerts, wird dieser zusätzliche individuelle Erlös nicht vollständig automatisch abgeschöpft.
Sprich, gute Vermarktung kann sich theoretisch weiterhin lohnen.
Alessandra Freyer:
Trotzdem finde ich bemerkenswert diese Asymmetrie, weil während in der sonstigen Direktvermarktung erhält der Betreiber keine Marktprämie, ist einfach so. Und solange sein Förderstatus fortbesteht, kann aber dieser Refinanzierungsbeitrag dann anfallen.
Karl Holtkamp:
Ja, ganz entscheidend leider. Der Betreiber kann letztlich auf der Abschöpfungsseite dieses Systems stehen, ohne in diesem Zeitraum überhaupt von der Marktprämie zu profitieren.
Alessandra Freyer:
Ja, richtig. Weil dieser Vorteil des fortbestehenden Förderstatus liegt dann vor allem darin, dass der Betreiber später wieder in die Marktprämie wechseln kann.
Damit stellt sich für Projektentwickler Wind und Solar eine strategische Frage: Möchte ich die Förderung als Sicherungsnetz behalten oder finanziere ich das Projekt, wenn möglich vollständig durch den Markt?
Karl Holtkamp:
Wobei das Sicherheitsnetz nicht kostenlos ist. Wer den Förderstatus behält, kann zwischen Marktprämie und sonstiger Direktvermarktung wechseln. Während des PPA muss er dann aber den möglichen Refinanzierungsbeitrag einkalkulieren.
Alessandra Freyer:
Ja, der Entwurf sieht außerdem einen dauerhaften Förderausstieg vor. Dann entfallen ab dem folgenden Kalenderjahr sowohl der Marktprämienanspruch als auch der Refinanzierungsbeitrag. Dieser Schritt muss man wissen, Karl, endgültig.
Also er kann nur einmal bis zum Ablauf des zehnten Kalenderjahres nach Inbetriebnahme erklärt werden. Dann ist es vorbei, dann ist es Ende.
Karl Holtkamp:
Ganz zentral. Also für finanzierende Banken und Investoren ist diese Entscheidung, denke ich, wichtig. Die Förderung kann einerseits den Cashflow in Niedrigpreisphasen absichern.
Der abstrakt berechnete Refinanzierungsbeitrag umgekehrt kann ihn in Hochpreißjahren aber auch belasten. Deshalb reicht es nicht mehr, im Finanzmodell nur den PPA-Preis einzusetzen. Modelliert werden müssen vielmehr mehrere Größen.
Alessandra Freyer:
Welche sind das?
Karl Holtkamp:
Also schon noch der PPA-Preis, klar, aber vor allem auch der mögliche Jahresmarktwert, der anzulegende Wert und der daraus resultierende Refinanzierungsbeitrag.
Erst im Zusammenspiel zeigt sich dann, welchen Nettoerlös das Projekt überhaupt tatsächlich erwarten kann. Natürlich wollen wir auch über unseren eigenen Blickwinkel sprechen.
Alessandra Freyer:
Sehr gerne.
Karl Holtkamp:
Also die anwaltliche Sicht. Wer trägt dieses Risiko, über das wir jetzt gesprochen haben? Und welche vertraglichen Spielräume gilt es auszuloten, wenn der Vertrag zum Refinanzierungsbeitrag schweigt und das vielleicht als Eingangspunkt liegt die Zahlungspflicht gegenüber dem Netzbetreiber zunächst erst mal beim Anlagenbetreiber.
Alessandra Freyer:
Ja, und der kann natürlich versuchen, unser Windparkbetreiber, das Risiko in den Festpreis einzupreisen. Das ist aber regelmäßig natürlich schwierig, weil natürlich bei Vertragsschluss weder sicher ist, ob der Betrag anfällt, noch wie hoch der Jahresmarktwert sein wird. Und eine pauschale Weitergabe an den Abnehmer überzeugt dann auch nicht ohne Weiteres.
Schließlich beruht der Förderstatus auf einer Entscheidung, die der Betreiber getroffen hat. Also seine eigene Strukturierungsentscheidung wurde da ja getroffen. Es ist dann schwer, das dem Abnehmer aufzuerlegen, sage ich mal, in Anführungszeichen.
Karl Holtkamp:
Ja, die Vertragsparteien müssen das deshalb letztlich ausdrücklich regeln.
Denkbar ist vieles. Vereinfacht gesagt, dass der Betreiber den Beitrag vollständig trägt, dass die Vertragsparteien ihn teilen oder dass der PPA-Preis innerhalb klar definierter Grenzen angepasst wird.
Alessandra Freyer:
Mit dem Satz, wenn ich reinschreiben würde in den Vertrag, der Abnehmer trägt den Refinanzierungsbeitrag, damit ist es doch nicht getan, oder?
Karl Holtkamp:
Leider nein. Damit fangen die praktischen Fragen ja eigentlich erst an. So eine Vertragsklausel muss auch die Abwicklung erfassen. Also welche Strommengen sind betroffen? Wann wird abgerechnet? Welche Nachweise muss der Betreiber vorlegen? Die endgültige Höhe des Jahresmarktwerts und damit des Beitrags, des Refinanzierungsbeitrags steht schließlich erst nach Ablauf des Kalenderjahres fest, nicht im Verhandlungszeitpunkt.
Alessandra Freyer:
Ja, außerdem sollte geregelt werden, wer über den Förderstatus entscheidet. Darf der Betreiber während der Laufzeit in die Marktprämie wechseln beispielsweise oder auch endgültig aus der Förderung aussteigen? Braucht er dafür dann die Zustimmung des Abnehmers oder auch der finanzierenden Bank?
Karl Holtkamp:
Auch die Preisformel selbst muss zur Risikoverteilung passen.
Bei einem festen PPA-Preis stellt sich etwa die Frage, ob der Refinanzierungsbeitrag vollständig beim Betreiber bleibt. Bei einem variablen oder marktpreisbezogenen Modell könnte dagegen genauer abgebildet werden, welcher Mehrerlös tatsächlich entsteht und wie er zwischen den Parteien verteilt wird.
Alessandra Freyer:
Eine allgemeine Change-in-Law-Klausel, die reicht nicht zwingend aus. Für ein langfristiges PPA sollte klar sein, ob Änderungen am Refinanzierungsbeitrag oder eventuell an seiner Berechnung oder aber auch an den Fördervoraussetzungen, was diese für Folgen haben, also beispielsweise eine Preisanpassung, ob es zu Nachverhandlungen kommen soll oder auch im Extremfall, ob ein Kündigungsrecht ausgelöst werden soll.
Karl Holtkamp:
Aus Sicht des Abnehmers darf daraus letztlich kein offener Kostenautomatismus werden und umgekehrt aus Sicht des Betreibers darf eine verschärfte Abschöpfung nicht die wirtschaftliche Grundlage des PPAs selbst aufzehren. Die Regelung müsste deshalb zur Preislogik und Finanzierung des konkreten Projekts passen.
Ja, was bleibt dann von deiner Einstiegsthese, Alessandra? Ist ein fester PPA-Preis nach dem Entwurf zum EEG 2027 nur noch die halbe Wahrheit?
Alessandra Freyer:
Für die wirtschaftliche Kalkulation auf jeden Fall, weil erstens PPA und EEG-Förderung schließen sich nicht aus und ein Offsite PPA führt aber auch nicht automatisch aus dem Refinanzierungsbeitrag heraus.
Karl Holtkamp:
Zweitens, und das kann dann ja ein Fazit von uns sein, der Beitrag knüpft an einen abstrakten Jahresmarktwert und eben nicht an den konkreten PPA-Preis an. Ein fester Vertragspreis bedeutet deshalb nicht mehr automatisch einen festen Nettoerlös. Und für mich ganz entscheidend: Ein Betreiber kann nach dem Entwurf zum EEG 2027 letztlich zahlungspflichtig sein, ohne je von der Marktprämie profitiert zu haben.
Alessandra Freyer:
Ja, und drittens Förderstatus, Förderausstieg und Refinanzierungsbeitrag. Die müssen schon ganz früh zusammengedacht werden bei Projektstrukturierung, Finanzierung und Vertragsgestaltung. Also wirklich ganz früh und auch im Zusammenhang miteinander und einschließlich auch Berechnungen, Nachweisen und ja, auch Rechtsänderungen.
Karl Holtkamp:
Der Preis im Vertrag, im PPA, kann also durchaus planbar bleiben. Ob die wirtschaftliche Rechnung am Ende aufgeht, entscheidet sich aber nicht mehr nur an dieser einen Zahl.
Alessandra Freyer:
Ja, danke fürs Zuhören.
Karl Holtkamp:
In der nächsten Folge soll es dann um Gebäudemodernisierung und Wärmeplanung in der Immobilienwirtschaft gehen. Vielen Dank.
