Hybrid-PPA als nächste Entwicklungsstufe

Langfristige Stromlieferverträge in Form von sogenannten Power Purchase Agreements (PPA) sind heute insbesondere für Photovoltaik- und Offshore-Wind-Projekte ein etablierter Bestandteil der Projektentwicklung und -finanzierung. Allerdings: Das klassische PPA verliert im deutschen PPA-Markt als alleiniger Finanzierungsbaustein für erneuerbare Stand-alone-Projekte zunehmend an Tragfähigkeit. Diese Entwicklung hat vor allem (energie)wirtschaftliche Gründe: Sinkende Marktwerte für erneuerbare Energien an der Strombörse und damit vor allem für längere Laufzeiten rückläufige PPA-Preise einerseits treffen auf stabile EE-Investitionskosten, gestiegene Finanzierungskosten und eine selektivere PPA-Nachfrage andererseits.

Dadurch ist bei vielen Photovoltaik-, Offshore-Wind- und Onshore-Wind-Projekten eine Finanzierung allein auf PPA-Basis im aktuellen Marktumfeld schwierig. Auch eine aktuelle Enervis-Marktbefragung zu PPA bestätigt dieses Bild: Das niedrige PPA-Preisniveau wird als die zentrale Hürde für weiteres Marktwachstum gesehen; zugleich zeigt sich ein Spannungsfeld zwischen langfristigem Absicherungsbedarf auf Verkäuferseite und kürzeren Laufzeitpräferenzen vieler Abnehmer.

Gleichzeitig entstehen neue hybride Projektkonzepte aus EE-Erzeugungsanlagen und Batteriespeichern, die angepasste PPA erfordern. Diese Kombination von EE-Projekten mit Grau- oder Grünstrom-Batteriespeichern am gleichen Netzverknüpfungspunkt erschließt gegenüber alleinigen Erzeugungsanlagen zusätzliche Erlöspotenziale und verbessert damit häufig die Projektrentabilität entscheidend. Allerdings sind Speichererlöse nicht garantiert und müssen für eine Projektfinanzierung vertraglich zumindest teilweise abgesichert werden. Hierfür wird der Hybrid-PPA zum zentralen Baustein der Projektfinanzierung von kombinierten EE-Speicherprojekten.

Der deutsche PPA-Markt wächst derzeit nicht primär durch zusätzliches Volumen; im Vergleich zu den Vorjahren ist das Abschlussvolumen sogar rückläufig, vor allem bei PV. Zu beobachten ist aber eine zunehmende Differenzierung der Vermarktungsmodelle. Ein einfacher „Pay-as-produced-PPA“ mit Fixpreis, teils mit Vergütung auch bei negativen Spotmarktpreisen, war lange Standard. Dieses Sorglospaket für Verkäufer gibt es heute nur noch mit erheblichen Risikoabschlägen oder es wird von einigen Abnehmern gar nicht mehr angeboten.

In der Praxis werden häufiger PPA-Mischformen vereinbart: flexiblere Abregelungsrechte des Käufers, Risikoteilung bei negativen Preisen, strukturierte Lieferprofile, Teilmengenvermarktung, mehrere PPA aus einem Asset oder EE-Portfolio sowie hybride Anlagenkonzepte. Direktlieferungs-PPA vor dem öffentlichen Netz bleiben jedoch weiterhin eine Nische.

Hinzu kommt mit den geplanten Contracts for Difference (CfD) im EEG 2027 eine regulatorische Neuordnung der kommerziellen Grundlagen. Für den PPA-Markt ist dabei weniger die Einführung eines CfD als solches entscheidend als die Ausgestaltung der Wechseloptionen zwischen geförderter und sonstiger Direktvermarktung. Sind diese restriktiv, so wie im EEG-Entwurf aktuell angelegt, kann dies die Kombination von staatlicher Absicherung, PPA-Vermarktung und hybriden Erlösmodellen erschweren. Auch die aktuelle Enervis-PPA-Marktbefragung legt eine zurückhaltende Einschätzung der Marktakteure offen: Die Einführung eines CfD mit dem EEG 2027 wird ganz überwiegend nicht als positiver Impuls für den deutschen PPA-Markt gesehen, sondern als neutraler oder dämpfender Faktor.

Hybridprojekte sind anders − Hybrid-PPA auch

Die wesentliche Veränderung liegt daher weniger im PPA als Vertragsinstrument selbst als in seiner Basis für komplexere Vermarktungs- und Finanzierungskonzepte. Besonders deutlich wird das bei EE-Erzeugungsprojekten, die mit Batteriespeichern kombiniert werden. Auch die Enervis-Marktbefragung bestätigt diesen Schwerpunkt: Hybrid-PPA mit Batteriespeichern werden als das wichtigste PPA-Wachstumsfeld der nächsten Jahre eingeordnet.

Für diese Entwicklung gibt es mehrere Treiber. Sinkende Investitionskosten und attraktive Erlösmöglichkeiten aus Kurzfristmärkten und Systemdienstleistungen verbessern die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern. Gleichzeitig steigt der Bedarf an Flexibilität im Stromsystem kontinuierlich, während Netzengpässe und begrenzte Netzanschlusskapazitäten die Integration zusätzlicher Erzeugungskapazität zunehmend erschweren.

Die gemeinsame Nutzung eines Netzverknüpfungspunktes durch Erzeugungsanlage und Speicher kann die Wirtschaftlichkeit eines Projekts daher erheblich verbessern und Projekte ermöglichen, die ohne Hybridisierung wirtschaftlich nicht realisierbar wären.

Ein typisches Beispiel aus aktuellen Beratungsmandaten von Enervis verdeutlicht die Entwicklung: Ein Projektentwickler plant ein PV-Projekt mit co-located Batteriespeicher (gemeinsamer Netzverknüpfungspunkt). Die PV-Anlage ließe sich grundsätzlich über einen anteiligen EEG-Zuschlag und einen klassischen PPA vermarkten. Für das Gesamtprojekt reicht diese Erlösstruktur jedoch nicht aus, um eine langfristige Fremdfinanzierung zu marktüblichen Konditionen darzustellen.

Erst ein Hybrid-PPA, der die Erlösströme aus Stromverkauf und Batteriespeicher in einem gemeinsamen Vermarktungskonzept zusammenführt und teilweise absichert, schafft die notwendige Planbarkeit für Eigen- und Fremdkapitalgeber. Der PPA entwickelt sich damit vom klassischen Stromliefervertrag zum zentralen Baustein der Finanzierungs- und Vermarktungsstrategie des Hybridprojekts.

Anforderungen an Hybrid-PPA

Der Batteriespeicher verändert das unter dem PPA zu liefernde Produkt. Neben der Stromlieferung entstehen Erlösmöglichkeiten durch zeitliche Verschiebung der Einspeisung, Day-Ahead-Arbitrage, Intraday-Optimierung, Regelleistungsvermarktung, Reduktion von Profilrisiken oder definierte PPA-Lieferprofile.

Gleichzeitig kann der Speicher Merchant-Risiken (Marktpreisrisiken) teilweise begrenzen, etwa indem Einspeisung in Zeiten negativer Preise oder bei Redispatch nicht vollständig verloren geht. Der Umfang dieser Potenziale hängt jedoch maßgeblich von der Dimensionierung des Gesamtsystems aus Erzeugungsanlage und Batteriespeicher ab.

Ein wesentlicher Teil der Speichererlöse stammt jedoch aus volatilen Märkten und ist nicht langfristig absicherbar. Ein reiner Merchant-Speicher lässt sich deshalb typischerweise nicht langfristig projektfinanzieren. Hybrid-PPA schlagen hier eine Brücke, indem sie einen Teil der erwarteten Erlöse längerfristig absichern und zugleich Flexibilität für die operative Speicheroptimierung lassen.

Der zentrale Zielkonflikt besteht darin, Finanzierbarkeit und Vermarktungsfreiheit ausgewogen zu verbinden. Wenn die EE-Anlage in diesem Set-up (mindestens anteilig) einen EEG-Zuschlag vorweisen kann, ist dies für das PPA-Preisniveau üblicherweise förderlich.

Hybrid-PPA müssen vor diesem Hintergrund deutlich mehr regeln als klassische PPA. Zu definieren ist beispielsweise, wer über den täglichen Einsatz des Speichers und der Erzeugungsanlage entscheidet, welche Erlöse zugesichert werden und wie Marktrisiken sowie -chancen verteilt werden.

Das betrifft auch die Frage nach Opportunitätskosten, wenn der Speicher entweder zur Erfüllung eines PPA-Lieferprofils oder zur Optimierung an Kurzfristmärkten eingesetzt wird. Weitere Komplexität entsteht, wenn individuelle flexible Netzanschlussverträge und Redispatch-Regelungen für das Projekt abzubilden sind.

Vor allem aufgrund dieser hohen Komplexität sind derzeit vorwiegend Stromhändler und Energieversorger Abnehmer hybrider PPA. Industrielle Abnehmer verfügen häufig nicht über die energiewirtschaftlichen Optimierungs- und Handelsstrukturen, um den zusätzlichen Wert eines co-located Batteriespeichers zu bewerten und zu realisieren.

Auch die aktuelle Enervis-Marktbefragung stützt diese Einschätzung: Das stärkste Nachfragewachstum erwarten die befragten Marktakteure bei Vermarktern, Utilities und großen Stromabnehmern aus dem IT-Sektor, etwa Rechenzentren. Die Nachfrage industrieller Corporate Offtaker wird dagegen deutlich zurückhaltender eingeschätzt.

Next-Level-PPA

Der deutsche PPA-Markt tritt damit in eine neue Entwicklungsphase ein. Klassische Stand-alone-PPA werden auch in Zukunft ihren Platz im Markt haben, das künftige Wachstum dürfte jedoch zunehmend von hybriden Vermarktungsmodellen geprägt sein, die Erzeugungsanlagen und Speicher in einem gemeinsamen Erlös- und Finanzierungskonzept zusammenführen.

Mit steigendem Wettbewerbsdruck im EEG, dem weiteren Ausbau von Batteriespeichern, der fortschreitenden Verknappung von Netzanschlüssen und der regulatorischen Weiterentwicklung des EEG steigen zugleich die Anforderungen an die Strukturierung solcher Projekte.

Gefragt sind künftig weniger Standardverträge als maßgeschneiderte Vermarktungskonzepte, die wirtschaftliche Optimierung, (netz)technische Restriktionen und Finanzierbarkeit gleichermaßen berücksichtigen. Es liegt auf der Hand, dass sich diese Fragestellungen nicht isoliert beantworten lassen, sondern eine integrierte energiewirtschaftliche Betrachtung erfordern.