Der Nelson Review schlägt mit dem Electricity Services Entry Mechanism einen Großabnahmevertrag für Wind- und Solarprojekte vor, den sogenannten Regional Reference PPA.

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Mit dem Vertrag kann ein Projekt einen standardisierten Anteil der regionalen Erzeugung erneuerbarer Energien zu einem Festpreis verkaufen. Der Verkäufer erhält den Festpreis und zahlt den variablen regionalen Spotpreis auf ein fiktives Volumen, das von einer Referenzflotte bestimmt wird. Die eigene Erzeugung und Merchant-Erlöse bleiben außerhalb des Vertrags.

Die finanzielle Abwicklung trennt den Vertrag von der physischen Erzeugung. Das Projekt bleibt am Merchant-Markt aktiv, während die Vertragsauszahlung von der Produktion und dem Capture Price ähnlicher Projekte in derselben Region abhängt.

Im obigen Beispiel führt der Vertrag zu insgesamt weniger Einnahmen als der reine Merchant-Betrieb. Der Betreiber verzichtet auf einen Teil des Merchant-Ergebnisses zugunsten einer höheren Einnahmensicherheit. Das Ergebnis hängt vom Festpreis und vom Zusammenhang zwischen Projekterlösen und der Flotten-basierten Abrechnung ab.

Der ESEM-Administrator würde den langfristigen Vertrag über die für die Projektfinanzierung benötigte Laufzeit erwerben. Mit Annäherung an die Lieferung verkauft er standardisierte Produkte mit kürzerer Laufzeit an private Käufer. Der Flottenindex muss den Handel ermöglichen und gleichzeitig genügend Wert für die Projektfinanzierung erhalten.

Dieser Artikel erklärt, wie der Regional Reference PPA abgerechnet wird, wie die Referenzflotte die Auszahlung bestimmt und welche Definitionen noch offen sind. Teil 2 beleuchtet den Wert und die Risiken für einzelne Projekte.

Zusammenfassung

• Die Abrechnung ist unabhängig von der Erzeugung des Verkäufers. Der Vertrag tauscht einen Festpreis gegen den regionalen Spotpreis auf ein fiktives Volumen, das von der Referenzflotte bestimmt wird.
• Der Vertrag kann die Einnahmensvolatilität reduzieren, ohne den Anlagenbetrieb zu verändern. Ein Beispiel-Windpark verzeichnete unter dem Vertrag zwei Drittel weniger monatliche Schwankungen als im reinen Merchant-Betrieb.
• Ein Flottenindex schafft ein standardisiertes Produkt. Berechtigte Projekte nutzen denselben regionalen Technologieindex, sodass der ESEM-Administrator den Vertrag bündeln und weiterverkaufen kann.
• Mehrere zentrale Gestaltungsfragen sind noch offen, darunter die Flottenzusammensetzung, Marginal Loss Factors, neue Marktteilnehmer, negative Preise und Spotpreis-Exposure.

Der Vertrag senkt die Volatilität für den dargestellten Windpark

Die Vertragsauszahlung hängt vom Volumen und Capture Price der Referenzflotte ab. Änderungen im eigenen Tagesprofil des Verkäufers beeinflussen die Abrechnung nicht.

Angewendet auf die Merchant-Erlöse des dargestellten Windparks in Victoria reduzierte der Vertrag die monatliche Volatilität zwischen Juni 2022 und Juli 2026 um zwei Drittel. In der Praxis senkte er die Gesamteinnahmen in den besten Merchant-Monaten und stabilisierte sie bei geringeren Merchant-Erträgen.

Der Regional Reference PPA nutzt einen Flottenindex für ein handelbares Produkt

Projekte mit derselben Technologie und Region handeln denselben Vertrag. Die Referenzflotte bestimmt das fiktive Volumen und den variablen Preis für jeden berechtigten Verkäufer.

Ein gemeinsamer Auszahlungsmechanismus verbessert die Fungibilität. Der ESEM-Administrator kann langfristige Verträge bündeln und kurzfristige Produkte weiterverkaufen, ohne jedes Asset einzeln zu bepreisen. Kreditgeber bewerten dennoch die gesamten Cashflows des Projekts, einschließlich der Merchant-Erlöse und der Flotten-basierten Vertragsabrechnung.

Der Referenzproduktionsindex misst die abgerufene Erzeugung der Flotte im Verhältnis zur maximal möglichen Leistung. Die Vertragskapazität des Verkäufers wird für jede Abrechnungsperiode mit diesem Index skaliert.

Jede Differenz zwischen Projekterlösen und Flottenabrechnung verbleibt in der Gesamterlösposition des Verkäufers. Teil 2 wird diesen Basiswert und seine Auswirkungen auf Projektwert und Finanzierbarkeit quantifizieren.

Capture Prices variieren innerhalb jeder Region

Der Capture Price ist stark standortspezifisch, selbst bei Projekten mit gleicher Technologie in derselben Region. Lokales Wetter, Dispatch und Netzengpässe beeinflussen die Erzeugungszeiten jeder Anlage.

Die Karte zeigt die Bandbreite der Projektergebnisse, die durch einen regionalen Index abgebildet werden. Der Regional Reference PPA wird auf Basis des Flotten-Capture-Preises abgerechnet, während jedes Projekt weiterhin den eigenen Capture Price aus der eigenen Erzeugung erhält. Die Differenz verbleibt beim Verkäufer.

Die Arbeitsgruppe hat noch nicht festgelegt, welche Anlagen die Referenzflotte bilden. Offene Fragen betreffen die Projektberechtigung, die Basisressource, Marginal Loss Factors, die Behandlung neuer Marktteilnehmer und die Index-Governance.

Projektindividuelle Volumenabweichungen verbleiben beim Verkäufer

Die Erzeugung der gesamten Flotte bestimmt das Vertragsvolumen, sodass die fiktive Menge mit der Produktion der Referenzflotte steigt und fällt. Lokale Ressourcen, Verfügbarkeit und Restriktionen bedeuten jedoch, dass einzelne Projekte über oder unter dem Index liegen können.

Der Referenzindex erreichte für die NEM-Windflotte in windreichen Quartalen 0,36, während der Solarindex 0,24 erreichte und einer ausgeprägteren Saisonalität folgte. Diese Flottenbewegungen setzen das fiktive Volumen für alle berechtigten Verkäufer.

Das Vertragsdesign ist noch in der Konsultation

Der Regional Reference PPA befindet sich noch in der Entwicklung. Die zentrale Aufgabe ist es, einen ausreichend standardisierten Vertrag für den Handel zu schaffen, der dennoch genug Wert für die Projektfinanzierung bietet. Flottenzusammensetzung, Spotpreis-Exposure, Umgang mit negativen Preisen und die Verteilung projektspezifischer Risiken sind noch offen.

Die Electricity Contract Co-Design Working Group bittet bis zum 2. Oktober 2026 um Feedback. Interessierte können über das Konsultationsformular antworten.

Teil 2 beleuchtet, wie der Vertrag auf Projektebene bewertet werden kann. Es wird das Basisrisiko über die Wind- und Solarflotte hinweg messen und die Auswirkungen von Restriktionen, Knappheit, Marginal Loss Factors, negativen Preisen und sich änderndem Flotten-Capture auf die Finanzierbarkeit testen.