Power Purchase Agreements – ein Geschäftsmodell auch für Stadtwerke?

PPA spielen für Stadtwerke derzeit noch eine eher untergeordnete Rolle, werden aber perspektivisch immer relevanter. Warum es für Stadtwerke lohnt, sich frühzeitig mit dem Thema zu beschäftigen. Mehrjährige Stromlieferverträge aus Erneuerbare-Energien-Anlagen, so genannte Power Purchase Agreements (PPA), haben in den letzten Jahren einen starken Boom erlebt – verbunden mit vielen Hoffnungen. Denn mit PPAs lassen sich Stromerzeugungskapazitäten langfristig binden und Preisniveaus absichern. Mit der Energiekrise traten und treten im Energiemarkt jedoch völlig neue Herausforderungen und Regularien in den Vordergrund, die für Unsicherheit sorgten, wie z.B. Schwierigkeiten bei der Preisfindung für längerfristige Strombezugsverträge oder eine drohende Gewinnabschöpfung für die Stromerzeugung im Rahmen der Strompreisbremse. Während das Gesamtvolumen der abgeschlossenen PPAs auch im vergangenen Jahr relativ stabil blieb, wurden überwiegend so genannte Corporate PPAs abgeschlossen. Dabei handelt es sich um direkte Lieferverträge zwischen großen Erzeugern erneuerbarer Energien und großen Abnehmern aus Industrie und Dienstleistungsbereichen, die den Strom in ihren Betriebsstätten selbst verbrauchen. So schließen z.B. Betreiber von Rechenzentren und Serverfarmen wie Google, Microsoft oder Amazon derzeit vermehrt PPAs ab, um ihren CO2-Fußabdruck zu reduzieren. Stadtwerke hingegen spielen in diesem Umfeld bisher keine oder nur eine untergeordnete Rolle, da die Nachfrage ihrer Kunden nach PPAs häufig (noch) relativ gering ist. Bei Gewerbe- und Mittelstandskunden lag der Fokus in der Vergangenheit und insbesondere in den letzten Monaten eher auf Kostenreduktion und Versorgungssicherheit. Aspekte wie die Sicherstellung von „grünen“ Lieferverpflichtungen oder die Erfüllung eigener Nachhaltigkeitsziele, die den Bezug von Ökostrom aus der Region fördern würden, entfalten noch nicht die erhoffte Wirksamkeit. Zumal die PPAs aufgrund ihrer „grünen“ Eigenschaften in der Regel entsprechend teurer sind. Auf Seiten der Privatverbraucher steigt zwar seit Jahren die Nachfrage nach Ökostrom, aus welchen (regionalen) Quellen dieser stammt, ist bei vielen von nachgelagerter Bedeutung oder kann aufgrund der vielschichtigen Definition des Begriffs Ökostrom dem Kunden nicht angemessen vermittelt werden. Größere Industrieunternehmen sind häufig keine Stadtwerke-Kunden mehr bzw. nicht mehr auf diese angewiesen, sondern haben in den letzten Jahren eigene Energiebeschaffungseinheiten aufgebaut und beziehen teilweise schon über Corporate PPAs Energie direkt vom Erzeuger. Im Gegensatz zu anderen Ländern wie beispielsweise den USA spielen PPAs auch für Kommunen in Deutschland bislang eine untergeordnete Rolle. Alternative Finanzierungs- und Fördermöglichkeiten sowie fehlender Handlungsdruck und politscher Wille führen bislang zu einer geringen Relevanz von PPAs im kommunalen Umfeld. Auch auf der Erzeugerseite ist das Angebot an PPAs aus der Region derzeit häufig noch gering, da der Ausbau der erneuerbaren Energien in den letzten Jahren eher schleppend verlaufen ist und kaum neue PV- oder Windanlagen als potenzielle PPA-Quellen zur Verfügung stehen. Insbesondere beim Zubau der Windenergie, die aufgrund der hohen Leistungsgrößen besonders relevant für den PPA-Markt wären, befindet sich Deutschland in den letzten beiden Jahren auf einem geringen Zubau-Niveau von nur gut 2 GW. Dies entspricht etwa ein Drittel den Zubauzahlen von 2017[1]. Auch im Bereich der PV-Freiflächen – der zweiten zentralen Säule für PPAs – kam der Zubau in den letzten Jahren nur sehr schleppend voran.   Energiewende als Treiber Die Energiewende erfordert allerdings in den nächsten Jahren einen massiven Ausbau der erneuerbaren Energiekapazitäten. Insbesondere für Erneuerbare-Energien-Anlagen, die keiner staatlichen Einspeisevergütung unterliegen bzw. diese nicht in Anspruch nehmen wollen (um somit z.B. gewisse Ausschreibungspflichten zu umgehen), könnten PPAs verstärkt zum Einsatz kommen, da sie eine mittel- bis langfristige Finanzierung und Absicherung der Investitionskosten von Erneuerbare-Energien-Projekten ermöglichen. Unterstützt durch sinkende Investitionskosten für Solar- und Windkraftanlagen auf der einen sowie (vermeintlich) weiter steigenden Strompreisen auf der anderen Seite werden PPAs auf der Erzeugungsseite jedoch zunehmend interessant. Denn so lässt sich ein hohes Energiepreisniveau mittels PPAs zur Absicherung von Investitionsrisiken für geplante Anlagen nutzen, um die eigene Kreditwürdigkeit ggf. Kapitalgebern zu stärken. Bei Bestandsanlagen können die hohen Preise so für die nächsten Jahre gesichert werden. Auch das Anfang 2023 in Kraft getretene Lieferkettengesetz wird perspektivisch für eine steigende Nachfrage nach PPAs sorgen, vor allem bei mittelständischen Industrie- und Gewerbekunden, da es Unternehmen verpflichtet nachzuweisen, dass auch ihre Vorlieferanten in der Lieferkette nachhaltig agieren. Der „ökologische (und soziale) Fußabdruck“ eines Produktes und die nachhaltige Praxis des Unternehmens werden so transparent. Mittelständische Industrie- und Gewerbeunternehmen werden daher bei der Umsetzung ihrer Nachhaltigkeitsstrategien verstärkt nach verlässlichen und möglichst regionalen Bezugsquellen für Ökostrom suchen. Wenn sie ihre Erneuerbare Energie über PPAs beziehen, erfüllen sie sogar höhere Nachhaltigkeitsstandards, da sie damit grüne Energieanlagen ohne staatliche Subventionen realisieren können. Auf der anderen Seite wird durch die Sensibilisierung der Gesellschaft für Nachhaltigkeitsaspekte, aber auch durch Regulierungen wie das Lieferkettengesetz, eine langfristige grüne Beschaffung mit kalkulierbaren Preisen von zentraler Bedeutung sein. Dies schafft insbesondere bei B2B-Kunden ein Marktpotenzial, an dem auch Stadtwerke partizipieren können. So können sich Stadtwerke als grüner Partner und Anbieter regional gebundener Energieerzeugungsleistung positionieren und die Regionalität grüner Energie entsprechend als ihren USP vermarkten. Um zukünftig höchsten Nachhaltigkeitsanforderungen gerecht zu werden und entsprechende Gütesiegel zu erhalten, wird die Energiebeschaffung über PPA nach unserer Einschätzung zu einem wichtigen Kriterium. Auch Kommunen werden als PPA-Kunden zunehmend interessanter, denn auch sie haben Klimaschutzziele zu erreichen. Hohe Strombedarfe der Kommunen können über PPA teilweise gedeckt werden. Dafür brauchen sie aber regionale Partner, die nicht nur über Know How und Expertise verfügen, sondern auch über den nötigen Zugang zu Erneuerbarer Energie. Mittels PPAs können Kommunen den Ausbau regionaler Erneuerbaren Energie-Anlagen vorantreiben, vorbei an einer (weniger) attraktiven staatlichen EEG-Einspeisevergütung oder komplexen Förderprogrammen. Insbesondere für Kommunen ohne eigenes Stadtwerk ist diese Option interessant, da sie Erneuerbare Energie-Projekte nicht an ihr Stadtwerk „delegieren“ können. Die Abwicklung erfolgt stattdessen über Bürger-Energie-Genossenschaften (ggf. mit kommunaler Beteiligung). Implikation und Fragestellungen für Stadtwerke Auch wenn PPAs für Stadtwerke derzeit noch eine untergeordnete Rolle spielen, werden sie perspektivisch an Bedeutung gewinnen. Es ist also wichtig, dass sich Stadtwerke frühzeitig mit der Thematik beschäftigen. Dabei stehen drei zentrale Fragenblöcke im Vordergrund: Wo liegen in meinem Versorgungsgebiet überhaupt PPA-Potenziale auf Erzeugerseite? Welches Portfolio kann ich aufbauen und rentabel bewirtschaften? Größere Erzeugungsanlagen (sowohl Post-EEG als auch neue Anlagen) sind stark im Fokus des Wettbewerbs. Das macht es schwierig für Stadtwerke, hier konkurrenzfähig zu agieren. Der Fokus sollte deshalb primär im kleineren und mittleren Segment liegen, d.h. im Bereich von 1-10 MW Erzeugungsleistung. Allerdings ist hier die Marge je Kunde..

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Abbildung: Asset-Lebenszyklus am Beispiel „MS-Leitung“: Zukunftsfähiges Datenmodell als Basis für kfm./reg./techn. optimierte Asset-Bewirtschaftung

Die Energiewende stellt Betreiber von Versorgungsnetzen, insbesondere für Gas, Strom und Wärme, vor die Herausforderung, die Weiterentwicklung ihrer Netze und Anlagen kaufmännisch und technisch deutlich differenzierter als bislang erforderlich zu beplanen. Der wesentliche Treiber sind die anstehenden, massiven Investitionen in den Infrastrukturneu- bzw. -umbau. Sie sind notwendig, um die langfristigen Ziele im Bereich der Dekarbonisierung, beim Ausbau erneuerbarer Energiequellen sowie bei der Dezentralisierung der Energieerzeugung zu erreichen. Als Konsequenz steigen bei den Netzbetreibern die Anforderungen der tangierten Fachabteilungen wie Netzwirtschaft, Finanz- und Rechnungswesen, Controlling, Bau und Betrieb an die verwendeten Datenmodelle. Wesentliche Kriterien sind dabei die Verfügbarkeit, Qualität und Granularität der Daten. Die Datenverfügbarkeit bezeichnet, ob und welche Daten aus den Systemen für eine fundierte kaufmännische, regulatorische und technische Planung bereitgestellt gestellt werden. Die Datenqualität hängt davon ab, ob die verfügbaren Daten aktuell, vollständig und korrekt sind. Die Datengranularität wiederum misst, ob die bisherige Erfassung und Aufbereitung der Daten detailliert genug und damit für erhöhte Ansprüche geeignet ist. Diese Entwicklung betrifft die verschiedenen Versorgungssparten gleichermaßen, wobei die regulatorischen Vorgaben und die geopolitische Rahmenbedingungen die Situation speziell in den Sparten Strom und Gas nochmals verschärfen. Auf der funktionalen Ebene ist es vor allem das Asset Management, das als Drehscheibe zwischen den wesentlichen Unternehmensbereichen besonders herausgefordert wird. Dass sich die Situation zuspitzt, hat mehrere Ursachen.   Was fehlt den Datenlandschaften in der Energiewirtschaft? Zunächst sind die heute genutzten Datenmodelle oftmals historisch den in verschiedenen Einheiten der Unternehmen gewachsen. Bei der Konzeption der Modelle und bei der Sammlung der Daten fand typischerweise keine interdisziplinäre bzw. bereichsübergreifende Betrachtung satt. Darüber hinaus gab es in der Regel keine ganzheitliche Bewertung einer optimalen Gesamtlösung. Diese würde erreicht, indem man ermittelt, welche Informationen die unterschiedlichen Anwender wie z.B. kaufmännische und technische Abteilungen nutzen, und diese Erkenntnisse in dem Modell berücksichtigt. Weiterhin leiden die heute genutzten Datenmodelle oftmals darunter, dass die IT-Systemlandschaften fragmentiert und an den Schnittstellen zwischen unterschiedlichen Funktionsbereichen nur unzureichend oder nicht miteinander verknüpft sind, beispielsweise, wenn bei einem Netzbetreiber der technisch-betriebliche, der bauende und der kaufmännische Bereich verschiedene Systeme nutzen. Die Folge sind regelmäßige Systembrüche und händische Eingriffe, mit unvermeidbaren Ineffizienzen und Fehlerquellen. Zudem sind keine Vergleichbarkeit zwischen den Funktionsbereichen und keine übergreifende Steuerung möglich, weil die gemeinsame Datengrundlage fehlt. Die wechselnden Anforderungen an die Datenerhebung und sich ändernde Datenerfassungs- und Verwaltungsprozesse stellen die betroffenen Unternehmen ebenfalls vor große Herausforderungen. Besonderer Handlungsdruck entsteht durch einen Faktor, dessen Gewicht heute so groß ist wie nie zuvor, nämlich die Frage der Allokation der Investitionsmittel. Einerseits stehen viele Versorgungsunternehmen vor einem Investitionsstau, und müssen entscheiden, in welche der oft überfälligen Projekte und Maßnahmen sie zuerst investieren. Die Dekarbonisierung stellt dabei mitunter ganz neue, zusätzliche Anforderungen, wie etwa die Notwendigkeit von Desinvestitionen. Diese könnten bald in einem nie da dagewesenen Umfang nötig werden, falls zum Beispiel das Gasnetz in einem signifikanten Umfang zurückgebaut werden muss. Gleichzeitig müssen die Versorger, um bei der Energiewende und Zukunftsthemen wie der dezentralen Stromversorgung handlungsfähig zu bleiben, massiv investieren und mitunter komplett neue Netze bauen – und das, während sie bereits mit den aktuellen Herausforderungen zu kämpfen haben. Sie stehen einmal mehr vor der Frage, wo sie die knappen Mittel allokieren.   Gute Entscheidungen im gesamten Lebenszyklus der Assets In der Folge bieten die oftmals grobkörnigen, veralteten und nicht über Fachabteilungen hinweg integrierten Datenmodelle keine ausreichende Basis, um mit komplexen Fragestellungen souverän umgehen zu können. Gerade im Asset Management fällt es zunehmend schwer, strategische Prioritäten zu definieren und Entscheidungen unter Berücksichtigung kaufmännischer, technischer und regulatorischer Gesichtspunkte zu treffen. Das folgende Beispiel verdeutlicht die Bedeutung des Datenmodells. In diesem Fall ist eine Trafostation im IT-System des Betreibers strukturiert angelegt – allerdings werden die technischen Zustände der verschiedenen Bauteile im Betrieb nur bedingt strukturiert erfasst und nicht vollständig mit den kaufmännischen Daten und Informationen zur Trafostation synchronisiert. Die Folge: Die kaufmännischen Implikationen der technischen Zustände des Assets „Trafostation“ sind oftmals unklar. Somit fehlt ein wichtiger Baustein als Grundlage, um die kaufmännischen Auswirkungen einzuschätzen und z.B. auf Basis einer Zustands-/Wichtigkeits-Matrix Investitionsentscheidungen zu treffen. Dieses Beispiel verdeutlicht, dass ein performantes Datenmodell die Grundlagen sowohl im kaufmännischen (Langfristige, mittelfristige und Jahresplanung) als auch im technischen Planungsprozess (Grobplanung, Feinplanung, Bau, Betrieb, Rückbau) liefert. Dadurch ermöglicht es die integrierte Optimierung beider Prozesse und liefert die notwendigen Informationen, um Investitions- und Unterhaltsentscheidungen konsistent und aussagekräftig zu treffen.     Auf dem Weg zu einem zukunftsfähigen Datenmodell Welche Schritte sind nun notwendig, um Datenmodelle aufzubauen, die ein nachhaltig erfolgreiches, zukunftsfähiges Asset Management unterstützen? Hier lassen sich vier wesentliche Aspekte definieren. 1. Erfassung der Informationsbedarfe: Die Basis für die weitere Planung sollte immer die Ermittlung der Informationsbedarfe der involvierten Fachabteilungen sein, um Klarheit und Transparenz hinsichtlich der zukünftigen Anforderungen zu erhalten. Weiterhin ist zu klären, wie Daten aufgenommen und konsolidiert werden sollen. Hierzu ist ein Gesamtüberblick notwendig, z.B. welche Fachabteilung welche Daten in welcher Qualität, Granularität und Aktualität benötigt. 2.Modellentwicklung und Definition der „Bezugsobjekte“: Die tangierten Fachabteilungen (insbesondere Assetmanagement, Netzwirtschaft, Finanz-Rechnungswesen, Controlling, Bau und Betrieb) definieren gemeinsam die relevanten „Bezugsobjekte“ für das Datenmodell. Ein Bezugsobjekt kann z.B. ein bestimmter Versorgungsabschnitt, eine Stichleitung in einer Ortschaft, eine Armaturengruppe oder eine Ortsnetzstation sein. Bei der Definition eines Bezugsobjektes hilft die Orientierung am Kriterium des „eigenständigen, aktivierbaren Wirtschaftsguts“. In Bezug auf das Datenmodell muss das Bezugsobjekt den sogenannten Mindestdetaillierungsgrad abdecken. 3.Ableitung von „Datenstrukturen“: Da jede Fachabteilung andere Anforderungen an die notwendigen Informationen zu einem Bezugsobjekt hat, werden, basierend auf den erfassten Anforderungen, für jede Fachabteilung die notwendigen Datenstrukturen als Modell aufgebaut. Im Bereich Bau/Projektumsetzung z.B. werden häufig PSP-Elemente als die führende Größe für Datenstrukturen verwendet. Daraus ergeben sich zu einem Bezugsobjekt nach Fachabteilungen geclusterte Datenstrukturen. Wesentlich ist, dass die verschiedenen Datenstrukturen zu einem Bezugsobjekt in ihrem Aufbau synchronisiert sind und „zueinander passen“, bzw. inhaltlich zueinander gemappt werden. Im Ergebnis werden die Datenstrukturen für alle Bezugsobjekte nach den individuellen Anforderungen der Fachabteilungen abgebildet. 4.Modellumsetzung: Zunächst werden die notwendigen IT-technischen Anpassungen und sowie die Entwicklungsschritte als Anforderungskatalog abgeleitet. Auf dieser Basis wiederum erfolgt die technische Realisierung. Die Verknüpfung fachlicher Anforderungen an die Datenausprägung mit den Möglichkeiten technologischer Tools zur Abbildung der Daten ermöglicht eine iterative und kontinuierliche Optimierung..

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