Die installierte Kapazität von Wind- und Solaranlagen im ERCOT-Gebiet ist bis 2025 auf 65 GW angewachsen. Geplante Projekte könnten diese Summe bis 2030 auf 109 GW erhöhen.

Doch das wachsende Portfolio erneuerbarer Erzeugung steht vor einem Problem.

Capture-Preise – also der durchschnittliche Preis, zu dem Wind- und Solaranlagen Strom verkaufen – liegen deutlich unter den Stromgestehungskosten, also dem Preis, zu dem Strom verkauft werden muss, um profitabel zu sein.

Anlagen, die ausschließlich auf dem Großhandelsmarkt verkaufen, können keine Rendite erzielen.

Doch das ist keine neue Entwicklung.

Erneuerbare Projekte in den USA haben sich traditionell auf Power Purchase Agreements (PPAs) als Hauptquelle ihrer Einnahmen gestützt.

Wie Tolling Agreements für Batteriespeicher bieten PPAs Wind- und Solarprojekten einen Marktzugang über einen Abnehmer.

Der Abnehmer sorgt für stetigere, risikoadjustierte Erträge – so können Entwickler günstigeres Kapital für die Finanzierung und den Bau der Projekte erhalten.

Ohne einen Kapazitätsmarkt sind Projekte in ERCOT auf PPAs angewiesen, um sich gegen niedrige Großhandelspreise abzusichern.

Doch die Mehrheit der erneuerbaren PPAs wird „as-produced“ abgerechnet – die Einnahmen sind an die tatsächlich ins Netz gelieferte Energiemenge gekoppelt.

Wenn ERCOT einen Erzeuger anweist, seine Einspeisung zur Netzstabilisierung zu drosseln, wird diese abgeregelte Energie nicht geliefert und daher auch nicht über das PPA vergütet.

Abregelung ist eine der größten Herausforderungen, die PPAs nicht lösen – für nicht erzeugte Energie erhalten Projekte keine Bezahlung.

Abregelung nimmt zu: Erzeuger haben letztes Jahr 8 TWh Energie verloren

2024 zwang Netzengpässe ERCOT dazu, über 8 TWh Wind- und Solarenergie abzuregeln. Das ist Teil eines wachsenden Trends, der PPA-Vereinbarungen gefährdet. Immer größere Erzeugungsmengen können nicht mit Abnehmern abgerechnet werden.