Der PPA-Markt befindet sich 2025 im Wandel: Sinkende Abschlüsse und volatile Preise erhöhen die Anforderungen an neue Vertragsmodelle. Hybrid-PPA mit Batteriespeichern entwickeln sich dabei zum Schlüsseltrend, um Risiken zu reduzieren und Projekte finanzierbar zu halten. Der Artikel zeigt, welche Chancen diese Entwicklung für Betreiber von Photovoltaik- und Windanlagen bietet.
Der europäische Markt für Power Purchase Agreements (PPA) befindet sich an einem entscheidenden Wendepunkt. Nach mehreren Rekordjahren ist der Markt 2025 erstmals deutlich ins Stocken geraten – und das ausgerechnet in einer Phase, in der Unternehmen und Energieversorger mehr erneuerbare Energie benötigen als je zuvor. Gleichzeitig entsteht ein klarer Trend, der das zukünftige Wachstum maßgeblich prägen dürfte: Hybrid-PPA mit Batteriespeichern.
Die Branchenkonferenz RE-Source 2025 in Amsterdam – mit über 1.450 Expertinnen und Experten eines der wichtigsten europäischen Branchentreffen – zeigte deutlich, wie stark die Komplexität von PPA steigt und welche Lösungen notwendig sind, um die Finanzierung neuer Photovoltaik- und Windkraftprojekte zu sichern. Für Betreiber in der Direktvermarktung eröffnet dieser Wandel sowohl neue Chancen als auch neue Anforderungen.
Power Purchase Agreements sind einer der zentralen Bausteine der Energiewende. Sie ermöglichen es Projektentwicklern und Betreibern, erneuerbare Energieanlagen ohne staatliche Förderung zu finanzieren, indem langfristige Stromabnahmeverträge mit Industrie und Energieversorgern geschlossen werden.
Doch die Zahl der neu abgeschlossenen PPA ist 2025 von über 230 Deals im Vorjahr auf nur noch rund 115 Verträge gesunken – ein Rückgang von nahezu 50 %. Die Gründe dafür sind vielschichtig:
Phasen sehr niedriger Strompreise, insbesondere durch Überproduktion erneuerbarer Energien, erschweren die Preisbildung. Käufer möchten kein Preisniveau fixieren, das sich als zu hoch erweisen könnte. Verkäufer wiederum müssen ihre Projekte finanzieren und können Dumpingpreise nicht akzeptieren.
Höhere Zinsen machen Investitionen in neue PV- und Windkraftanlagen teurer. Ohne stabile PPA-Konditionen sind Banken zurückhaltender, was die Finanzierung neuer Projekte erschwert.
Netzzugang, Abregelungsmechanismen, Marktintegration von Flexibilität sowie nationale Gesetzgebungsprozesse erhöhen die Komplexität.
Ein Teil der Unternehmens-PPA wird nicht veröffentlicht. Branchenexperten vermuten daher, dass die tatsächliche Marktaktivität etwas höher liegt als die Statistiken zeigen – dennoch bleibt der Trend eindeutig: Der Markt braucht neue Modelle, um widerstandsfähiger zu werden.
Laut Analysen europäischer Branchenverbände beläuft sich die gesamte über PPA gesicherte Erzeugungsleistung mittlerweile auf rund 60 GW, davon 25 GW Photovoltaik. Das entspricht ca. 130 TWh Energie – rund einem Viertel des deutschen Jahresstromverbrauchs.
Besonders aktiv im PPA-Markt sind:
Dieser breite Branchenmix zeigt: Der Markt lebt. Er verändert sich – und damit auch die Anforderungen an PPA-Modelle.
Auf der RE-Source 2025 herrschte Einigkeit darüber, dass der einfache, rein produktionsbasierte Stromliefervertrag („pay as produced“) immer weniger funktioniert.
Gründe dafür:
Bei hoher PV-Einspeisung fallen Börsenpreise oft ins Negative. Betreiber und Abnehmer müssen definieren, wie negative Preise gehandhabt werden und wer das wirtschaftliche Risiko trägt.
Volatile Märkte erfordern Modelle, die Flexibilität einbauen – sei es durch Speicher, variable Lieferprofile oder flexible Abnahmebedingungen.
Industriekunden arbeiten zunehmend daran, flexible Prozesse aufzubauen, z. B. in Produktion, Kühlung, Ladeinfrastruktur oder Rechenzentren.
Die zentrale Frage lautet daher:
Wie gelingt es, PPA so zu gestalten, dass sie in einem volatilen Markt stabil finanzierbar bleiben?
Die Antwort liegt im Trendthema Nummer 1:
Batteriespeicher sind auf dem Vormarsch – und zwar rasant. Während sie vor wenigen Jahren noch als Ergänzung galten, werden sie nun zunehmend integraler Bestandteil moderner PPA-Modelle.
Batteriespeicher ermöglichen:
Ein Hybrid-PPA kombiniert:
Damit entsteht ein PPA, das nicht nur Energie liefert, sondern auch Systemdienstleistungen und Risikoausgleich.
Auf der Konferenz wurde deutlich:
Fast alle Marktteilnehmer arbeiten an Speicherlösungen oder verhandeln erste Hybrid-PPA.
Der Grund dafür ist klar:
Alle Seiten benötigen mehr Kontrolle über Preisrisiken – und Speicher sind dafür das zentrale Werkzeug.
Damit PPA auch für Mittelstand und kleinere Energieabnehmer attraktiv werden, entstehen neue Modelle:
Diese Produkte sollen Risiken reduzieren und ermöglichen es kleineren Unternehmen, erstmals langfristige PPA abzuschließen.
Mehrere Abnehmer teilen sich die Leistung einer Anlage – ideal für Projekte >20 MW, die sonst in Deutschland schwer finanzierbar wären.
Da Strompreise in Europa stark schwanken, werden internationale Verträge immer relevanter.
Unternehmen integrieren Prozesse, die Lastspitzen ausgleichen können; Betreiber setzen zunehmend auf Speicher.
Für Betreiber bedeutet das:
Die Zukunft der Direktvermarktung ist modularer, flexibler und stärker technologiegetrieben.
Die zentralen Erkenntnisse für die Praxis:
Pay-as-produced wird zunehmend durch Hybrid- und Flexibilitäts-PPA ergänzt.
Wer Speicher einplant, erhält häufiger Zuschläge von Offtakern.
Neue PPA-Modelle berücksichtigen explizit Preisuntergrenzen oder Abschaltmechanismen.
Direktvermarktungsplattformen wie DirektvermarktungStrom.de gewinnen an Bedeutung, da sie Betreiber mit passenden Abnehmern und Vermarktungslösungen verbinden.
Mit Garantien und Multi-Buyer-Konzepten öffnet sich ein komplett neuer Markt.
Die RE-Source 2025 hat klar gezeigt:
Für Betreiber von Photovoltaik- und Windkraftanlagen bedeutet das:
Jetzt ist der richtige Zeitpunkt, Speicher in die eigene Projektstrategie zu integrieren und sich aktiv mit neuen PPA-Modellen auseinanderzusetzen.
Die Direktvermarktung wird dabei nicht nur technischer, sondern auch strategisch anspruchsvoller – und bietet gleichzeitig enorme Chancen für Anlagenbetreiber, die sich frühzeitig auf die neuen Rahmenbedingungen einstellen.