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Aktueller Status von PPA in Polen

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​Piotr Mrowiec

4. Januar 2019

 

Wie in anderen Ländern besteht auch in Polen ein stetig zunehmendes Interesse an PPA-Verträgen für den Einkauf von Strom aus erneuerbaren Energiequellen unmittelbar bei den Erzeugern. Die Hauptgründe dafür unterschieden sich nicht von denen in anderen Ländern, z. B. stetig sinkende Stromgestehungskosten in den EE-Anlagen, steigende Erzeugungskosten für Energie aus konventionellen Kraftwerken, steigendes Umweltbewusstsein der Verbraucher (auch wenn die positive Einstellung oft auf Marketing zurückzuführen ist) sowie die Möglichkeit einer langfristigen Stromversorgung für einen vorab vereinbarten Preis. 


Bis dato hält sich die Anzahl der in Polen abgeschlossenen PPA-Verträge in Grenzen, wobei aber davon auszugehen ist, dass sich dieses Vertragskonstrukt immer mehr zu einer ernsthaften Alternative entwickeln wird. Das hängt maßgeblich mit dem spektakulären Anstieg der Energiepreise im Jahr 2018 und dem prognostizierten weiteren Anstieg für die Folgejahre zusammen.


Derzeit gibt es in Polen zwei Hauptmodelle zur Unterstützung von Unternehmern, die Strom aus erneuerbaren Energiequellen erzeugen: das System der grünen Zertifikate, das in Polen am 1. Oktober 2005 eingeführt wurde, und das Auktionsmodell, das die Unterstützung in Form von grünen Zertifikaten ersetzen soll. Erneuerbare-Energien-Anlagen, die mit der Einspeisung des Stroms bis Ende Juni 2016 begannen, erhalten Unterstützung in Form von grünen Zertifikaten, deren Preis in den letzten Jahren starken Schwankungen unterlag (siehe Abbildung auf Seite 72). Projektentwickler, die ihre Projekte nicht bis Ende Juni 2016 fertigstellen konnten, müssen auf Energieauktionen um Unterstützung kämpfen, wobei wie bisher die zwei anberaumten Energieauktionen lediglich Energieanlagen mit einer Nennleistung bis zu 1 MWp umfassten. Energieauktionen für große PV- und vor allem Windprojekte sind für Ende 2018 geplant. Im Auktionssystem bestimmen die Bieter die Menge an Energie, die sie bei der Auktion anbieten möchten, und den gewünschten Stromeinkaufspreis, der den vom Staat festgelegten Referenzpreis nicht übersteigen darf. Die Bieter, die in der Ausschreibung den Zuschlag erhalten, verkaufen Strom zu dem in der Auktion erzielten Preis (Pay-as-bid-Verfahren für Anlagen bis zu 500 kWp) oder zum Marktpreis, wobei die Differenz zwischen dem Marktpreis und dem Auktionspreis dem Bieter erstattet wird. Unabhängig vom Unterstützungsmodell beträgt die Förderungsdauer 15 Jahre, gerechnet ab Beginn der Stromerzeugung in der betreffenden Anlage.


Probleme mit einer effektiven Organisation der Auktionen und insbesondere die fehlende Zulassung von Großprojekten zu den Ausschreibungen führten zu einem Einbruch bei der Entwicklung der großen polnischen EE-Branche. Die Rekordsteigerungen in den Jahren 2012–2016 bei der installierten Leistung, vor allem bei der Windkraft brachen plötzlich ein. PV-Anlagen hingegen, die früher wegen unzureichender Förderung keine Entwicklungschancen hatten, konnten sich in der Klasse bis 1 MW behaupten und entwickeln sich nunmehr zu einer ernsthaften Alternative zur vorherrschenden Windenergie.


Beschränkungen beim Abschluss von PPA mit den geförderten EE-Erzeugern


Wie oben festgestellt, sind die polnischen rechtlichen Rahmenbedingungen für die PPA ziemlich liberal. Haben die PPA aber die Vermarktung von Strom zum Gegenstand, dessen Erzeugung auf irgendeine Art und Weise gefördert wurde, so sehen die anwendbaren Regelungen Beschränkungen vor, die zu beachten sind und die sich je nach Fördersystem (Quotenregelung, Auktionsmodell) unterscheiden. Zur größeren Klarheit werden nachfolgend die verschiedenen Fälle getrennt betrachtet.


1. Abschluss von PPA durch Betreiber von EE-Anlagen, die Unterstützung in Form
von grünen Zertifikaten erhalten


Die Investoren erhalten 15 Jahre lang – gerechnet ab dem Moment der ersten Einspeisung von Strom in das Verteilernetz – pro Megawattstunde erzeugten Stroms ein Zertifikat, das sie entweder an der Strombörse oder auf der Grundlage bilateraler Verträge verkaufen können. Außerdem haben sie die Möglichkeit, den gesamten von ihnen erzeugten Strom zu einem Preis zu verkaufen, der dem von der Energieregulierungsbehörde bekannt gegebenen durchschnittlichen Verkaufspreis für Strom auf dem Wettbewerbsmarkt im vorangegangenen Quartal entspricht; im ersten Quartal 2018 betrug dieser Preis 174,95 PLN / MWh (≈ 0,04 €/kWh). Es besteht jedoch keine Verpflichtung, den Strom an einen verpflichteten Verkäufer, den staatlichen Stromversorger, zu verkaufen.


Der Produzent darf den Strom an einen von ihm frei gewählten Geschäftspartner verkaufen, und zwar zu einem Preis, den er mit diesem Geschäftspartner vereinbart hat, ohne dass er das Recht auf die Erlangung grüner Zertifikate verlöre. Zu beachten ist jedoch eine wesentliche Einschränkung: Der Produzent kann nicht einen Teil des von ihm täglich erzeugten Stroms, z. B. 3 MWh, im Rahmen eines PPAs an einen von ihm ausgewählten Geschäftspartner verkaufen und den Überschuss nach den gesetzlichen Grundsätzen an einen verpflichteten Verkäufer. Es gilt: „Bedingung dafür, dass ein verpflichteter Verkäufer Strom kauft, (…) ist, dass der gesamte erzeugte und ins Versandnetz oder Vertriebsnetz eingespeiste Strom aus Erneuerbaren Energien in der 75 EE-Anlage über einen Zeitraum von mindestens 90 aufeinanderfolgenden Kalendertagen angeboten wird.“ 35 Eine Lösung, bei der der gesamte Strom über ein Dreivierteljahr im Rahmen eines PPAs und in einem Quartal an einen verpflichteten Verkäufer verkauft wird, ist dagegen zulässig. Da die Eigentümer von Anlagen mit einer Kapazität von mehr als 500 kWp ohnehin nicht berechtigt sind, für den gesetzlichen Preis zu verkaufen, steht es ihnen frei, wie sie den erzeugten Strom verkaufen: an der Energie-Strombörse, im Rahmen der Direktvermarktung oder im Rahmen eines PPAs. Zu betonen ist in diesem Zusammenhang, dass Betreiber, die PPA für Bestandsanlagen abschließen, ihr Recht auf den Erhalt von grünen Zertifikaten nicht verlieren. Eine ungeschickte Formulierung im EEG-PL führte diesbezüglich anfänglich zu einer Rechtsunsicherheit, weil in missverständlicher Weise geregelt war, dass Betreiber von EE-Anlagen, die grüne Zertifikate erhalten, den gesamten von der EE-Anlage erzeugten Strom an der Energie-Strombörse veräußern mussten. Gemäß Art. 72a Abs. 3 EEG PL 36 trifft der Präsident der Energieregulierungsbehörde eine Entscheidung über einen möglichen Ausschluss aus dem gesamten Fördersystem gemäß Abschnitt 4 des Gesetzes – also auch aus dem Quotensystem. Wenn man aber diese Vorschrift nach Sinn und Zweck auslegt und insbesondere den Umstand berücksichtigt, dass der Ausschluss angeordnet werden kann, wenn der Betreiber seine Pflicht vernachlässigt, 14 Tage vor dem Tag der Inbetriebnahme eine entsprechende Erklärung abzugeben, und diese Vorschrift erst am 14. Juli 2018 in Kraft getreten ist, so ist klar, dass diese Beschränkung nicht für die Bestandsanlagen gedacht ist.


2. Abschluss von PPA durch Betreiber von EE-Anlagen, die sich an Ausschreibungen beteiligen möchten


Investoren in Erneuerbare Energien, die Strom aus geplanten EE-Anlagen zum Verkauf anbieten, haben bisher ein Geschäftsmodell praktiziert, bei dem die gesamte Energie angeboten wird, die die betreffende Anlage innerhalb von 15 Jahren erzeugt. Es wäre jedoch auch durchaus möglich nur einen Teil der erzeugten Energie im Rahmen der Ausschreibung zu verkaufen. Das polnische Auktionssystem zeichnet sich eben dadurch aus, dass Gegenstand der Versteigerung nicht der Verkauf der gesamten Energie einer bestimmten EE-Anlage ist, sondern nur eine bestimmte Energiemenge, die der Betreiber erzeugen und bei der Versteigerung verkaufen möchte. Nach Art. 92 Abs. 1 EEG-PL geht der Staat die Verpflichtung ein, Strom von dem Erzeuger, der die Auktion gewonnen hat, „nur in einer Menge zu kaufen, die nicht höher ist als vom jeweiligen Hersteller in seinem Angebot angegeben“. Ebenfalls zulässig ist eine Konstruktion, bei der sich der Eigentümer, z. B. eines Windparks, dafür entscheidet, mit 50 Prozent seiner geschätzten Energieproduktion an der Auktion teilzunehmen und die übrige Energie an der Energiebörse zu verkaufen, um dadurch einerseits das Risiko von Investitionen zu diversifizieren und andererseits für die Dauer von 15 Jahren eine feste Vergütung sicherzustellen. Diese Variante kann eine interessante Alternative zu den Auktionen sein, bei denen sich der erzielte Preis, obwohl er jährlich indexiert wird, nach einigen Jahren möglicherweise als nicht besonders attraktiv erweisen wird.


Problematisch ist hingegen die Vorgehensweise, dass der Energieerzeuger einen Teil der Energie über das Auktionssystem verkauft und für den anderen Teil ein privates PPA mit einem frei ausgewählten Empfänger z. B. einem Industrieunternehmen schließt. Mit der umfangreichen Novellierung des EEG-PL hat die Regierung am 14. Juli 2018 den meisten EE-Betreibern (mit Ausnahme von Mikroanlagen und eines Teils kleinerer Anlagen), die strenge Pflicht auferlegt, die gesamte hergestellte Energie in das Verteilungsnetz einzuspeisen und den Strom an der Energiebörse oder einem anderen regulierten Markt in Polen zu verkaufen (sogenannter obligatorischer Börsenverkauf). 37 Falls die Betreiber gegen die Vorschrift verstoßen, müssen sie mit einem vollständigem Ausschluss aus der Förderung rechnen. Diese Bestimmung ist zeitlich nur begrenzt gültig, da sie letztens EE-Anlagen umfasst, die bis zum 31. Dezember 2020 mit der Stromerzeugung beginnen werden. Dabei hat der Gesetzgeber die Organisation der Ausschreibungen bis Ende 2020 geplant, sodass die Regelung voraussichtlich für sämtliche EE-Anlagen gelten wird, die über das Auktionssystem vergütet werden. Mitte September hat der Präsident der Energieregulierungsbehörde die Auktionsordnung bekanntgegeben. Sie beinhaltet auch eine signifikante Regelung für den Stromverkauf:
Nach nicht besonders klarem Wortlaut des § 9 Pkt. 26 der Auktionsordnung 38 soll die von der EE-Stromanlage erzeugte elektrische Energie, die dem Ausschreibungssystem unterliegt, gerade nicht über die Energiebörse, sondern an den verpflichteten Stromverkäufer verkauft werden. Wichtig ist aber, dass diese Regelung nur die Strommenge betrifft, zu deren Verkauf sich der einzelne Anlagenbetreiber und gleichzeitig Auktionsgewinner im Rahmen des Ausschreibungssystems verpflichtete. Wenn nur ein Teil der Energie an der Auktion zum Verkauf angeboten wird, ist bei dem Modell davon auszugehen, dass für die restliche Energie obligatorisch der Börsenverkauf gelten wird. Als Schlussfolgerung ist daher festzustellen, dass die kombinierte Förderung in Form von Ausschreibungspreis und PPA möglicherweise nicht infrage kommt, wobei man aufgrund der unklaren Formulierung noch eine Konsolidierung des regulatorischen Rahmens abwarten muss.


3. Öffentliche Beihilfen und PPA


Es ist darauf hinzuweisen, dass einige Erneuerbare-Energien-Anlagen mit der signifikanten Unterstützung von Beihilfemitteln gebaut wurden oder werden, die aus EU-Förderungsprogrammen oder aus staatlichen Mitteln stammen. Die Höhe der Kofinanzierung und die Zahlungsbedingungen hingen bzw. hängen in der Regel von einzelnen operativen Programmen ab, die regelmäßig im Zusammenhang mit den Woiwodschaften veröffentlicht werden. Der Abschluss von PPA durch Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen, die ihre Projekte auf der Grundlage von CAPEX-Unterstützung (Investitionsförderung in Form von Zuschüssen aus EU-Mitteln oder nationalen Fonds) umgesetzt haben oder durchführen wollen, ist aber unbedenklich. Im EEG-PL enthaltene Vorschriften, die sogenannte Überförderung beseitigen sollen, beziehen sich jedoch nur auf die Kumulation von Beihilfen im Rahmen des Auktionssystems. Die Vermarktung von Strom via PPA bei Anlagen, deren Bau mit öffentlichen Mitteln gefördert wurde, ist somit zulässig.


Neue EE-Projekte und PPA, Marktanalyse und Ausblick


PPA sind besonders für größere EE-Bestandsanlagen geeignet, die grüne Zertifikate erhalten und den erzeugten Strom auf beliebige Art und Weise verkaufen können. Es stellt sich aber die Frage, ob dieses Modell auch für neue EE-Projekte von Interesse ist. Vor allem vor dem Hintergrund des drastischen Anstiegs der Strompreise in Polen ist diese Frage zu bejahen. Die polnische Stromerzeugung basiert zu über 80 Prozent auf Kohle. Die Kohlekraftwerke müssen wegen ihres enorm hohen CO2-Ausstoßes hohe Preise für CO2-Emissionsberechtigungen zahlen. Der Preis für „CO2-Zertifikate“ ist innerhalb letzten 12 Monate um 250 Prozent gestiegen, und zwar von 5 Euro pro Tonne im August 2017 auf über 20 Euro (Stand am 24. August 2018). Zusammen mit der nicht unerheblichen Kohlepreissteigerung hat das einen Preisanstieg für im nächsten Jahr zu liefernden Strom von 163 PLN/MWh auf über 250 PLN/MWh verursacht. Im Sommer 2018 war der Strompreis in Polen deutlich höher als in den Nachbarländern.


Strommarktexperten gehen davon aus, dass sich diese Tendenz in den nächsten Jahren nicht ändern wird. Nach der Prognose der Europäischen Kommission soll der durchschnittliche Strompreis in Polen 2020 fast 340 PLN und im Jahr 2025 373 PLN/MWh betragen (siehe Abbildung auf Seite 78). Wenn man diesen Preis mit dem maximalen Ausschreibungspreis für Onshore-Windenergie (über 1 MWp) vergleicht (350 PLN/MWh), dann stellt sich die Frage, ob die Förderung im Rahmen des Ausschreibungsmodells überhaupt langfristig Sinn ergibt. Zu beachten ist auch, dass wegen der noch nicht organisierte.


Sind Sie an den Einzelheiten zu diesem Thema oder Rechtsberatung in Polen interessiert, so stehen Ihnen die Experten von Rödl & Partner aus den Büros in Breslau, Danzig, Gleiwitz, Krakau, Posen und Warschau gerne zur Verfügung.

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Piotr Mrowiec

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