Der Nelson Review schlägt im Rahmen des Electricity Services Entry Mechanism einen Großhandelsvertrag für Wind- und Solarprojekte vor, genannt Regional Reference PPA.

Mit diesem Vertrag kann ein Projekt einen standardisierten Anteil der regionalen erneuerbaren Stromerzeugung zu einem Festpreis verkaufen. Der Verkäufer erhält den Festpreis und zahlt den variablen regionalen Spotpreis auf ein fiktives Volumen, das von einer Referenzflotte festgelegt wird. Die eigene Stromproduktion und der Merchant-Umsatz des Projekts bleiben außerhalb des Vertrags.

Die finanzielle Abwicklung trennt den Vertrag von der physischen Stromerzeugung. Das Projekt agiert weiterhin am Merchant-Markt, während die Vertragsauszahlung von der Leistung und dem Capture Price ähnlicher Projekte in derselben Region abhängt.

Im obigen Beispiel führt der Vertrag insgesamt zu weniger Erlösen als der reine Merchant-Betrieb. Der Betreiber verzichtet auf einen Teil des Merchant-Ergebnisses zugunsten einer höheren Erlössicherheit. Das Ergebnis hängt vom Festpreis und von der Beziehung zwischen Projekterlösen und der flottenbasierten Abrechnung ab.

Der ESEM-Administrator würde den langfristigen Vertrag über die für die Projektfinanzierung benötigte Laufzeit kaufen. Mit Annäherung an den Lieferzeitpunkt würden standardisierte, kürzer laufende Produkte an private Käufer weiterverkauft. Der Flottenindex muss den Handel des Vertrags 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 festgelegt wird.
• Der Vertrag kann die Erlösschwankungen verringern, ohne den Betrieb der Anlage zu verändern. Eine Beispiel-Windfarm verzeichnete unter dem Vertrag zwei Drittel weniger monatliche Schwankungen als im reinen Merchant-Modell.
• Ein Flottenindex schafft ein standardisiertes Produkt. Alle berechtigten Projekte nutzen denselben regionalen Technologieindex, sodass der ESEM-Administrator den Vertrag bündeln und weiterverkaufen kann.
• Mehrere zentrale Designelemente sind noch offen, darunter die Zusammensetzung der Flotte, Marginal Loss Factors, neue Marktteilnehmer, negative Preise und Spotpreis-Exposure.

Der Vertrag verringert die Volatilität für die dargestellte Windfarm

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

Angewendet auf die Merchant-Erlöse der dargestellten Windfarm in Victoria verringerte der Vertrag die monatliche Volatilität zwischen Juni 2022 und Juli 2026 um zwei Drittel. In der Praxis reduzierte er die Gesamterlöse in den besten Merchant-Monaten und stützte sie, wenn die Merchant-Erträge niedriger waren.

Der Regional Reference PPA nutzt einen Flottenindex für ein handelbares Produkt

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

Eine gemeinsame Auszahlung verbessert die Fungibilität. Der ESEM-Administrator kann langfristige Verträge bündeln und kurzfristigere Produkte weiterverkaufen, ohne jede einzelne Anlage einzeln zu bewerten. Kreditgeber prüfen weiterhin die gesamten Cashflows eines Projekts, einschließlich Merchant-Erlösen und flottenbasierter Vertragsabrechnung.

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

Jede Differenz zwischen Projekterlös und Flottenabrechnung bleibt im Gesamtergebnis des Verkäufers. Teil 2 wird diese Basis und ihre Auswirkungen auf Projektwert und Finanzierbarkeit quantifizieren.

Capture Prices variieren innerhalb jeder Region

Der Capture Price ist stark standortspezifisch, selbst für Projekte mit gleicher Technologie in derselben Region. Lokales Wetter, Dispatch und Netzrestriktionen beeinflussen, wann jede Anlage Strom erzeugt.

Die Karte zeigt die Bandbreite der Projektergebnisse, die ein regionaler Index abbildet. Der Regional Reference PPA wird anhand des Capture Price der Flotte abgerechnet, während jedes Projekt weiterhin den Capture Price aus der eigenen Erzeugung erzielt. Die Differenz verbleibt beim Verkäufer.

Die Arbeitsgruppe hat noch nicht festgelegt, welche Anlagen zur Referenzflotte gehören werden. Offene Fragen betreffen die Projektberechtigung, die zugrundeliegende Ressource, Marginal Loss Factors, den Umgang mit neuen Marktteilnehmern und die Index-Governance.

Projektindividuelle Volumenunterschiede verbleiben beim Verkäufer

Die Stromerzeugung der gesamten Flotte bestimmt das vertragliche Volumen, sodass die fiktive Menge mit der Produktion der Referenzflotte schwankt. Lokale Ressourcen, Verfügbarkeit und Restriktionen führen jedoch dazu, dass einzelne Projekte auch über oder unter dem Index produzieren können.

Der Referenzindex erreichte für die NEM-Windflotte in windreichen Quartalen 0,36, während der Solarindex 0,24 erreichte und einem ausgeprägteren saisonalen Muster folgte. Diese Flottenbewegungen bestimmen die fiktive Menge für jeden berechtigten Verkäufer.

Das Vertragsdesign ist noch offen zur Konsultation

Der Regional Reference PPA befindet sich noch in der Entwicklung. Die zentrale Designaufgabe besteht darin, einen ausreichend standardisierten Vertrag zu schaffen, der handelbar ist und dennoch genügend Wert für die Projektfinanzierung erhält. Flottenzusammensetzung, Spotpreis-Exposure, der Umgang mit negativen Preisen und die Zuordnung projektspezifischer Risiken sind weiterhin offen.

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

Teil 2 wird zeigen, wie der Vertrag für ein einzelnes Projekt bewertet werden kann. Dabei werden Basisrisiken über die Wind- und Solarflotte hinweg gemessen und die Auswirkungen von Restriktionen, Knappheitsrisiken, Marginal Loss Factors, negativen Preisen und sich änderndem Flotten-Capture auf die Finanzierbarkeit getestet.