PPA: Nach dem Rekord ist vor dem Rekord

Nach dem Rekordjahr 2023 für deutsche Power Purchase Agreements sind die Aussichten für 2024 gut. Dies meinen unabhängig voneinander auf Anfrage von E&M Enervis und Pexapark. Die Berliner Analysten und Berater erfassen Europas veröffentlichte PPA anders als die Zürcher, kommen aber zu ähnlichen Trend-Aussagen.
 
Demnach gab es 2023 einen Deutschland-Rekord an vertraglich neu gebundener Leistung. Laut Pexapark ist auch europaweit die PPA-Dealkapazität gestiegen, und zwar auf 16.000 MW. 2024 könnten es mehr als 20.000 MW werden, die Zahl der Abschlüsse könne von 272 (2023) auf 350 steigen. Pexapark hält eine „goldene Ära“ der PPA in Europa für möglich. Laut Chefanalystin Dominique Hischier wurde der deutsche PPA-Markt − der früher wegen der attraktiven Förderbedingungen relativ klein war − 2023 zum „zweitgrößten dicht hinter Spanien“. Die Doppelspitze dürfte 2024 so bleiben, ergänzte Pexapark später. „Für das Gros des Wachstums war die anhaltend starke Nachfrage nach Grünstrom aus dem Corporate-Segment verantwortlich“, so Hischier. Es herrsche unter unternehmerischen Stromverbrauchern „ein breiter Wille zur Dekarbonisierung und zur Preisgewissheit auf lange Sicht“.

Mehr als doppelt so große Freifläche

Der deutsche Höhenflug war getragen von Offshore-Wind und Freiflächen-Photovoltaik. Bei Solar wurde 2023 mit 1.400 MW (Enervis) oder 1.750 MW (Pexapark) so viel Neubauleistung vertraglich fixiert wie nie zuvor. In den Vorjahren lag die Abschlusskapazität laut Enervis-Co-Geschäftsführer Nicolai Herrmann nur zwischen 600 und 700 MW: „In 2023 haben wir einen Trend zu größeren Projekten gesehen, sowohl in den Ausschreibungen als auch bei PPA. Das größte PPA-Projekt, an dem wir 2023 beratend beteiligt waren, hatte rund 600 Megawatt.“
 
Herrmann spielt auf den 605-MW-Solarpark Witznitz bei Leipzig an, den größten zusammenhängenden Europas. Kurz vor Inbetriebnahme schloss der Signal-Iduna-Konzern als Investor daraus ein 585-MW-PPA mit Shell, die wiederum verkaufte 323 MW an Microsoft weiter. Der Berater verweist darauf, dass PV-Projektierer in diesem Jahr mit Standorten zwischen 20 und 100 MW nicht mehr in die Ausschreibungen dürfen, wie das 2023 ausnahmsweise möglich war: „Derzeit gilt wieder die alte 20-MW-Grenze. Wir gehen davon aus, dass dies den Bedarf von PPA zur Finanzierung größerer Projekte verstärkt. PPA sind dann zentral, um größere Vorhaben zu finanzieren.“

Der Enervis-Mann äußert sich „vorsichtig optimistisch“ hinsichtlich eines „geringen“ Wachstums an PV-PPA-Leistung in diesem Jahr. Die PPA-Preise seien zwar 2023 beständig gesunken, auf zuletzt rund 60 Euro/MWh für ein Zehn-Jahres-PPA, aber Module seien ebenfalls „deutlich günstiger“ geworden.

Im Premiumsegment 81 Euro für PV

In den ersten zehneinhalb Monaten 2023 lag das obere Viertel der PPA-Gebote für deutschen Solarstrom bei gut 81 Euro/MWh. Der europäisch-nordamerikanische PPA-Marktplatz Level Ten Energy (Seattle und Madrid), der sich für den größten weltweit hält, teilte im Februar mit, dieses obere Quartil (P25) der Gebote liege „im oberen europäischen Mittelfeld“. In Polen, ebenfalls ein EU-Mitglied, seien gut 93 Euro geboten worden, in Großbritannien sogar fast 99 Euro.

Der Bund hatte die Höchstwerte in den Ausschreibungen von 2023 um 25 Prozent erhöht. Bei Freiflächen-PV landete das höchste Förderversprechen somit 2023 (und 2024) bei 7,37 Ct/kWh oder 73,70 Euro/MWh. Das habe das PV-PPA-Geschäft im vergangenen Jahr gedämpft, meint Dominique Hischier von Pexapark. Ausschreibungen seien dadurch für Projektträger attraktiver gewesen. Es gibt allerdings eine Schnittmenge zwischen PPA- und Ausschreibungs-Finanzierung − das betonen sowohl Pexapark und Enervis.

Offshore-Höchstleistung mit förderfreien Flächen

In der deutschen See zählte Enervis 2023 PPA-Deals von insgesamt mehr als 2.000 MW, die aus förderfreien Ausschreibungen kommen. Das sei siebenmal so viel wie im Mittel der Jahre zuvor, sagt Nicolai Herrmann E&M. Den Leistungsrekord führt Pexapark-Chefanalystin Hischier darauf zurück, dass Projektierer ihre installierten Leistungen scheibenweise mittels PPA verkaufen, um die Vorhaben zu finanzieren und die künftigen Stromeinnahmen abzusichern.

Interessant findet Herrmann vor allem auch die Anzahl von rund zwei Dutzend solcher PPA, „deutlich“ mehr als je zuvor: „Hier kamen auch Abnehmer zum Zuge, die nicht gleich mehrere Hundert Megawatt in einem PPA abnehmen, wie es in der Vergangenheit vor allem der Fall war.“ Damit habe sich der PPA-Markt abnehmerseitig diversifiziert. Dies sei „eine gute Nachricht“.

2024 erwartet Dominique Hischier weiterhin ein „großes Wachstum, falls die tendenziell sinkenden PPA-Preise nicht unter die Finanzierungs- und Rohstoffkosten von Windparks fallen“. Zur Ausschreibung kommen 8.000 MW, fast so viel wie 2023. Theoretisch winkt zumindest bei den 2.500 ​MW nicht voruntersuchten Flächen ein Höchstwert von 6,2 Ct/kWh. Wer indes am 1. Juni mehr als 0 Ct/kWh verlangt, riskiert wegen der Attraktivität der Großflächen, gleich am Anfang herauszufliegen.

Brüssel beflügelt den Markt 

Erstmals hat Dominique Hischier 2023 Abschlüsse gesehen, gemäß derer mit dem Ökostrom ausdrücklich grüner Wasserstoff hergestellt werden soll. „Auch wenn insgesamt noch große Unsicherheiten bestehen, nehmen Länder wie Deutschland hier eine Vorreiterrolle in Europa ein“, meint die Pexapark-Frau. Als Beispiel erwähnt sie ein 114-MW-Ostseestrom-PPA zwischen Iberdrola und Salzgitter.

Die EU-Kommission habe solche wasserstoffbezogene PPA entfesselt, indem sie 2023 in einer Durchführungsverordnung die Anforderungen an grünen Wasserstoff und PPA als eine der zentralen Optionen zur Strombeschaffung definierte. Damit habe Brüssel am Markt „Klarheit“ geschaffen. Dies gelte auch für das künftige Strommarktdesign, in dem PPA als eines der Instrumente neben Differenzverträgen (CfD) gestärkt werden, und für den Industriestrompreis.

Zudem, so Hischier weiter, verschaffe Brüssel kleineren Unternehmen als bisher einen finanziellen Zugang zum PPA-Markt, indem es den Weg zur Einführung staatlicher Kreditgarantien geebnet habe. In Frankreich ist ein solches Programm bereits angelaufen. Jetzt macht obendrein der erste deutsche PPA-Mustervertrag den Eintritt kleiner Stadtwerke sowie kleiner und mittlerer Unternehmen (KMU) in den deutschen Markt rechtssicher (siehe „Der erste PPA-Mustervertrag“).

Onshore: Nur für Weiterbetrieb 

Beim deutschen Onshore-Wind haben sowohl Enervis (300 MW) als auch Pexapark (unter 200 MW) 2023 nur dreistellige PPA-Leistungen verzeichnet. Die „Dunkelziffer“ sei aber mit Sicherheit höher, sagen beide Unternehmen E&M. Dies liegt Enervis zufolge an der weiter attraktiven Ausschreibungssituation im EEG, die dazu führt, dass im Wesentlichen Betreiber ausgeförderter Anlagen kurz laufende PPA ohne echte Finanzierungskomponente abschließen. Herrmann: „Ich erwarte auch in 2024 nicht in sichtbarem Umfang Neuprojekte bei Wind an Land, die ausschließlich über PPA finanziert werden.“ Dominique Hischier sekundiert: Neubau-PPA wären allenfalls „mit Aufschlag auf die EEG-Zuschlagspreise“ abschließbar.