Wichtige Erkenntnisse aus RE-Source 2025: Die Komplexität im PPA-Markt nimmt zu

Der Markt für PPAs – Verträge, über die Versorgungs- oder Industrieunternehmen zu festen Konditionen Strom aus erneuerbaren Energieprojekten kaufen – schwächt sich dramatisch ab und befindet sich in einem großen Wandel. Dies waren die beiden wichtigsten Erkenntnisse von RE-Source, das diese Woche an der historischen Amsterdamer Börse stattfand, wo 1.450 Experten aus den Bereichen Energiehandel, erneuerbare Energieerzeugung und industrieller Stromverbrauch zusammenkamen.

Guy Brindley, Leiter der Marktforschung bei WindEurope, schätzt, dass in Europa rund 60 GW Kapazität im Rahmen von PPAs gehandelt werden, darunter 25 GW Solarenergie, was etwa 130 TWh entspricht – fast einem -Viertel des jährlichen Stromverbrauchs Deutschlands. Nahezu ein {5}Drittel dieses Volumens wird von IT-Abnehmern, vor allem Rechenzentren, abgewickelt, ein weiteres Drittel von energieintensiven Industrien und der Rest von Sektoren wie Einzelhandel, Pharma und Automobil oder über Konsortien in PPAs mit mehreren Käufern.

Das Vertragsvolumen ist von einem Höchststand von etwa 230 im Jahr 2024 auf etwa 115 in diesem Jahr gesunken und ist seit Sommer 2024 stetig zurückgegangen. Dies ist von Bedeutung, da PPAs ein wichtiges Finanzierungsinstrument für subventionsfreie Projekte im Bereich erneuerbare Energien sind. Ein anhaltender Rückgang könnte den Bedarf an öffentlicher finanzieller Unterstützung erhöhen, um die Klimaziele einzuhalten.

Marktübergang

Das ausverkaufte RE-Source-Ereignis deutet jedoch darauf hin, dass der Markt weiterhin aktiv ist und nicht zu schnell abgeschrieben werden sollte. Die Organisatoren berichteten von 300 industriellen und kommerziellen Stromabnehmern unter den Teilnehmern sowie einer großen Gruppe von Projektentwicklern, unabhängigen Stromerzeugern (IPPs) und Versorgungsunternehmen. Matchmaking bleibt ein wichtiger Teil der Veranstaltung.

Daniel Dang, Direktor für Geschäftsentwicklung bei SolarPower Europe, einem der Organisatoren der Veranstaltung, sagte, dass der Teilnehmermix nun einen breiten Querschnitt der Wirtschaft widerspiegele. Neben globalen IT-Unternehmen mit ehrgeizigen Klimazielen waren auch energieintensive Branchen wie Chemie, Aluminium, Stahl und Zement vertreten. Zunehmend schließen sich auch Automobil- und mittelständische Unternehmen an.

Dang sagte, er betrachte den Rückgang des Transaktionsvolumens nicht als eine Gegenreaktion gegen die Nachhaltigkeit. Unternehmen seien weiterhin der Beschaffung erneuerbarer Energien verpflichtet, sagte er, aber die Marktbedingungen – sinkende Großhandelspreise, hohe Volatilität, Finanzierungskosten und regulatorische Unsicherheit – erschwerten Preisvereinbarungen.

Er gehe davon aus, dass die offiziellen Statistiken die tatsächlichen Marktaktivitäten möglicherweise unterschätzen, da viele kleinere, aggregierte oder privat ausgehandelte PPAs nicht öffentlich bekannt gegeben würden. „Mit schnelleren Genehmigungen, verbessertem Netzzugang und unterstützenden Marktrahmen kann Europas PPA-Markt für Unternehmen weiter wachsen und reifen“, sagte er optimistisch.

Um den Unternehmensmarkt für erneuerbare PPAs zu stärken, plädieren Dang und andere Branchenvertreter für die Ausweitung von Risikoteilungsmechanismen, um mittelgroßen Unternehmen und kleineren Käufern und Entwicklern die Teilnahme zu erleichtern. Er verwies auf ein neues PPA-Garantieprodukt der Europäischen Investitionsbank. Weitere Maßnahmen umfassen die Förderung grenzüberschreitender PPAs, Multi-{5}Käufermodelle und die Verbesserung der Flexibilität, um mehr erneuerbare Energien zu integrieren und regionale Engpässe zu beseitigen.

Hybrid-PPAs

Der Markt wird in vielerlei Hinsicht deutlich komplexer. Der Preis ist nicht mehr der einzige Faktor – PPAs müssen sich auch mit Kannibalisierung und regulatorischer Unsicherheit befassen, sagte Adrien Coudurier, Leiter des globalen Account Managements bei Enel. Viele Teilnehmer stellten fest, dass einfache Pay-as-Verträge nicht mehr ausreichen und dass Flexibilität auf der Abnehmerseite integriert werden muss.

Der Haupttrend geht zu Hybrid-PPAs, die Solarenergie mit Speicherung, Windenergie mit Speicherung oder alle drei Technologien zusammen kombinieren. Allerdings befindet sich die Entwicklung, wie hybride PPAs ausgestaltet werden können, noch in einem frühen Stadium – ein Thema, das auf der Konferenz reichlich Diskussionsstoff bot.

Auf die Frage nach dem größten Hindernis für Hybrid-PPAs sagte Natasha Luther-Jones, Partnerin der Anwaltskanzlei DLA Piper und seit 17 Jahren im PPA-Geschäft tätig, dass beide Seiten zunächst die Konzepte vollständig verstehen müssen.

Noch komplizierter wird es, wenn Flexibilität in das System integriert werden soll. Eine Möglichkeit, dies zu fördern und weiterzuentwickeln, sind zeitgestempelte Herkunftsnachweise, wie sie von Google gefordert werden. Sie stellen sicher, dass die erneuerbare Erzeugung dem Verbrauch in Rechenzentren in 15-Minuten-Intervallen und nicht nur auf Jahresbilanzbasis entspricht. Dies gilt immer noch nicht für den gesamten Google-Konsum, aber zunehmend. Der IT-Riese nutzt verschiedene Wege zur Strombeschaffung. In einigen Fällen basieren Verträge auf bestimmten Profilen, die Verkäufer beispielsweise mit einer Zuverlässigkeit von 95 % erfüllen müssen.

Dies ist jedoch ein Konzept, das wahrscheinlich noch nicht viele Verkäufer oder Käufer umsetzen können. Es ist daher zu erwarten, dass – wie schon heute – den Stromhändlern weiterhin eine Schlüsselrolle zukommen wird. Ob es für sie entscheidend ist, ein Hybrid-PPA inklusive Batterie mit Generator abzuschließen, bleibt abzuwarten. Grundsätzlich ist es auch möglich, die Batterien separat zu kontrahieren.

Negative Preise

Als kurzfristige Lösung für aktuelle Deals ist es entscheidend dafür, wie reine Solar-PPAs mit stundenlangen negativen Strompreisen umgehen. Ein fairer Ansatz sei es, wenn das Risiko geteilt werde, sagte Phil Dominy, Direktor für Unternehmensfinanzierung, Energie und Infrastruktur bei EY. Wenn beispielsweise ein PPA einen Preis von 70 € (80,60 $)/MWh hat und der Marktpreis auf –15 €/MWh sinkt, zahlt der Käufer 70 € für die erzeugte Menge, während der Erzeuger den Verlust von 15 € übernimmt, der durch den negativen Strompreis entsteht.

Es liegt im Interesse aller, dass eine Anlage bei negativen Preisen die Einspeisung ins Netz stoppt. Dies ist jedoch nur möglich, wenn im PPA-Vertrag eine Klausel enthalten ist, die regelt, wie in solchen Fällen die angenommenen Volumina ermittelt werden. Grundsätzlich sollte es die Entscheidung des Erzeugers bleiben, ob er regelt oder nicht. Wenn der Abnehmer entscheidet, könnte ein Wirtschaftsprüfer zu dem Schluss kommen, dass der Abnehmer durch den Vertrag tatsächlich die Kontrolle über den Vermögenswert ausübt. In diesem Fall müsste der Abnehmer die Anlage nach internationalen Rechnungslegungsstandards in seine Bilanz einbeziehen.