Der deutsche PPA-Markt für große Photovoltaik- und Windkraftanlagen mit und ohne Batteriespeicher ist auf ein Volumen von 1,3 Gigawatt im vergangenen Jahr gesunken. Damit erreicht er nur noch gut ein Drittel des bisherigen Höchststands von 2023, als Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements, PPAs) für Anlagen mit 3,8 Gigawatt geschlossen wurden, wie eine aktuelle Auswertung der Deutschen Energie-Agentur Dena zeigt, die sie vergangene Woche veröffentlichte. Für 2025 verzeichnet sie nur noch 27 PPAs mit 1,3 Gigawatt und damit auch nochmal deutlich weniger als die 51 Vereinbarungen mit 2,2 Gigawatt aus dem Vorjahr. Allein das Volumen der geschlossenen FPAs (Flexibility Purchase Agreements) für Batteriespeicher stieg im vergangenen Jahr von 140 auf 249 Megawatt deutlich gegenüber 2024 an.
Quelle: Dena
Nach den Auswertung der Dena verliert Deutschland damit im europäischen Vergleich seine Vorreiterrolle. So lag Deutschland im vergangenen Jahr nur noch auf Rang 4 und blieb hinter Spanien, Italien und Polen zurück. Einziger Hoffnungsschimmer: Nach sehr schwachen drei Quartalen zog die Zahl der PPA-Abschlüsse im 4. Quartal in Deutschland wieder deutlich an.
„Der Markt kühlte sich bereits Ende 2024 und 2025 spürbar ab, vor allem aufgrund von Risiken mit Blick auf Capture Rates und negativen Preisen. Gegen Ende 2025 nahm die Zahl der Solar-PPAs jedoch wieder deutlich zu, nachdem sich die Preisentwicklung stabilisiert und sich ein Konsens zur Behandlung der negativen Preise etabliert hat“, heißt es in der Auswertung der Dena. Sie verzeichnet einen starken Rückgang für Photovoltaik-PPAs auf ein Volumen von nur noch etwa 610 Megawatt im Jahr 2025. Die Preise bewegten sich dabei zwischen 35 und 45 Euro pro Megawattstunde, wobei diese Annahmen für einen zehnjährigen pay-as-produced-PPA gerechnet sind.
Vor allem große Photovoltaik-Freiflächenanlagen ohne Batteriespeicher stünden unter großem Preisdruck. Die sinkenden Captures Rates und die Risiken durch negative Strompreise wirkten sich in zunehmend spezifischen Vereinbarungen zwischen Verkäufer und Käufer aus. Ähnlich wie im Windbereich sei festzustellen, dass zunehmend kurzfristige PPAs mit Laufzeiten unter fünf Jahren geschlossen würden. Bei Photovoltaik-Anlagen wird dabei oftmals die Opt-out-Option aus dem EEG genutzt, oder sie werden für ausgeförderte Anlagen geschlossen.
Zunehmend gefragt sind dagegen FCAs für Batteriespeicher. Insgesamt zeigt die Auswertung der Dena, dass 25 Abnahme- und Vermarktungsvereinbarungen für Speicher mit 1092 Megawatt Gesamtleistung geschlossen wurden. Darin enthalten sind auch Tollings oder Vermarktung ohne Preisabsicherung. Alle FCAs seien 2025 für Stand-alone-Batteriespeicher vereinbart worden, hieß es weiter.
Mit Blick auf die weitere Entwicklung verweist die Dena auf die unklare zukünftige Regulatorik. So ist eine EEG-Novelle angekündigt, ihre Ausgestaltung jedoch noch unklar, sodass Projekte mit Baubeginn ab 2027 derzeit nur unter Vorbehalt entwickelt werden können. Dies betreffe auch die Entscheidung, ob sie auf Basis des EEG oder über PPAs finanziert werden sollen. Auch wie eine Risikoabsicherung für PPA-finanzierte Projekte ausgestaltet sein könnte, ist derzeit noch unklar. Zudem sind Einspeiseentgelte in der Diskussion. Auch diese werden sich auf Versorgungsmodelle auswirken, wenngleich auch hier noch eine endgültige Ausgestaltung in der Diskussion ist.
Zum Ausblick für das laufende Jahr erwartet die Dena ein Wachstum bei PPAs für Batteriespeicher und Onshore-Windanlagen. Bei Photovoltaik-Anlagen müsse sich dagegen zeigen, ob die neuen Flexibilitätsoptionen eine weitere Abnahme der Capture Rate verhindern oder zumindest begrenzen können. Weitere Hoffnungsschimmer aus Sicht der Dena: „Der geplante Industriestrompreis ab 2026 sollte über verpflichtende Investitionen, insbesondere in langfristige PPAs mit erneuerbaren Neubauprojekten, den Ausbau erneuerbarer Energien stärken. Parallel dazu ermöglicht die neue Abgrenzungsoption für co-located BESS erstmals auch das Laden aus dem Netz und verbessert damit deren Wirtschaftlichkeit.“
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