Der Mittelstand braucht neue Energie – Wege aus dem PPA-Abseits

Stromabnahmeverträge (PPAs) funktionieren in Deutschland bislang vor allem für große Abnehmer. Wer hohe Strommengen abnimmt, ein gutes externes Rating vorweisen kann und über eine professionelle Strombeschaffung verfügt, kann langfristige Grünstromverträge abschließen. Für viele mittelständische Unternehmen gilt das nicht. Sie brauchen planbare Strompreise genauso dringend – wenn nicht noch dringender – wie die großen Konzerne, kommen aber an klassische PPAs kaum heran. Damit entsteht eine gefährliche Versorgungslücke. Erneuerbarer Strom wird über PPAs zwar grundsätzlich handelbar, aber nicht für die Breite und Basis unserer Wirtschaft.

Der Mittelstand braucht PPAs, bekommt sie aber nicht

Die meisten mittelständischen Unternehmen können sich keine eigene Stromhandelsabteilung leisten. Sie analysieren nicht täglich Lastprofile und Erzeugungsprofile, beschaffen keine Teilmengen am Terminmarkt, steuern keine Reststromrisiken und führen keine komplexen Vertragsverhandlungen mit den Betreibern von Erneuerbare-Energien-Projekten. Sie kaufen Strom über klassische Vollversorgungsverträge, zu oft sogar beim lokalen Energieversorger.

Sie bleiben damit auf einen von globalen Entwicklungen abhängigen, volatilen deutschen Energiemarkt und die Strombörsen angewiesen. Die militärische Eskalation im Iran ab Februar 2026 hat die Verwundbarkeit unserer Energiemärkte offengelegt. Der TTF-Gaspreis, der wichtigste europäische Großhandelspreis für Gas und dadurch gleichzeitig Referenzpunkt für viele Lieferverträge, verdoppelte sich innerhalb weniger Tage auf über 60 Euro pro Megawattstunde, in der Spitze wurden 74 Euro markiert.

Da Gas in der Merit Order der Strombörse weiterhin die Grenzkosten bestimmt, kletterten die Strompreise im Großhandel unmittelbar auf bis zu 149 Euro pro Megawattstunde. Das klassische Terminmarkt-Hedging über Futures (also rechtlich bindende Vereinbarungen zum Kauf oder Verkauf einer Ware – in diesem Fall Strom – zu einen im Voraus festgelegten Preis über einen zukünftigen Zeitraum) bietet hierfür keinen Schutz mehr, da diese Instrumente bei geopolitischen Schocks regelmäßig versagen. 

Warum klassische PPAs für viele Betriebe nicht funktionieren

Eine Absicherung vor diesen Risiken an der Strombörse sind PPAs, die auf den Vollkosten erneuerbarer Energieerzeugung über die Projektlaufzeit basieren, den Levelized Cost of Energy (LCOE). Die Herausforderung liegt dabei nicht im PPA selbst, sondern in der Art, wie diese heute strukturiert, finanziert und vermarktet werden. Projektfinanzierende Banken fordern für PPAs oft Bonitätsnachweise, die selbst gesunde mittelständische Unternehmen kaum erbringen können. Während Großkonzerne mit ordentlichen externen Ratings problemlos Verträge abschließen, scheitert der Mittelstand an solchen Hürden. 

Dazu kommt die Komplexität. Ein klassischer PPA ist zumeist kein einfacher Stromliefervertrag. Er verlangt die Koordination von Erzeugungsprofilen, Lastprofilen, Reststrombeschaffung, Ausgleichsenergie, Bilanzkreismanagement und die Aufteilung von Preis- und Mengenrisiken. Für Unternehmen mit eigener Energiebeschaffung ist das anspruchsvoll. Für viele mittelständische Betriebe ist es im Tagesgeschäft und der Konzentration auf die Herausforderungen der internationalen Märkte nicht leistbar.       

Auch staatliche Risikoabsicherungen lösen – so sie denn vorhanden wären – das Grundproblem nicht. Selbst wenn Ausfallrisiken teilweise abgesichert werden, bleiben Verträge über mehr als zehn Jahre nötig, damit sie für Fremdkapitalgeber kalkulierbar sind. Diese Laufzeiten passen nicht zur Realität vieler Betriebe. Der Mittelstand soll sich auf Jahrzehnte binden, obwohl Absatzmärkte, Produktionsmengen und Standortentscheidungen deutlich kürzer geplant werden und auch geopolitisch geprägten Zyklen unterworfen sind.

Staatliche Entlastung erreicht viele Betriebe nicht

Auch deshalb führt die Debatte über staatliche Entlastung am Kern vorbei, wenn sie nur auf Kosten, Ausschreibungen und Haushaltslasten schaut. Wenn Förderung systematisch zurückgefahren wird, wie das ja auch dem Grundgedanken des EEG entspricht, braucht es parallel einen Markt, der erneuerbaren Strom aus ökonomisch und ökologisch sinnvoll entwickelten und errichteten Erzeugungsanlagen verlässlich zu den Unternehmen bringt. Sonst verschwindet nicht nur die Subvention, sondern auch der Investitionsanreiz. Wichtig ist, dass neue Projekte nicht nur auf Einspeisung ausgelegt werden, sondern Flexibilität durch Speicher und intelligente Vermarktung von Beginn an mitgedacht werden.

Der Industriestrompreis zeigt das Problem. Er ist zwar ein kurzfristig für zwei Jahre eingesetztes Entlastungsinstrument für ausgewählte energieintensive Betriebe, aber ganz und gar keine marktwirtschaftliche Lösung für die Breite. Er senkt für wenige Unternehmen nachträglich einen Teil der Kosten um den Preis eines voraussichtlich enormen bürokratischen Aufwands, ändert aber nichts daran, dass viele Betriebe weiter volatilen Großhandelspreisen und steigenden Netzentgelten ausgesetzt bleiben – und er muss finanziert werden.

Die entscheidende Frage lautet daher nicht, ob oder wann EEG-Förderung gestrichen werden kann. Dass sie gestrichen werden muss, ist unbestritten. Entscheidend ist, dass ein funktionierender Markt mit kostenbasierter Absicherung auf der Basis von inländischen erneuerbaren Erzeugungsprojekten entsteht. Wenn PPAs regionalen Grünstrom planbar, finanzierbar und auch gerade für mittelständische Unternehmen nutzbar machen, ist die Energiewende voll im Markt angekommen. 

Absicherung braucht direkten Zugriff auf Erzeugung

Hierfür müssen wir uns vom alten Stromsystem und -markt verabschieden, wenn sich die deutsche Wirtschaft langfristig zukunftssicher aufstellen möchte. Eine vernünftige Absicherung findet nicht mehr am Terminmarkt mit Futures statt. Echtes Hedging funktioniert im Jahr 2026 nur noch physisch über den direkten Zugriff auf regionale Wind- und Solaranlagen. Diese Verträge basieren auf realen Gestehungskosten und sind damit dauerhaft von den volatilen Weltmärkten für fossile Brennstoffe entkoppelt. 

Entscheidend ist, ob regionale Erzeugung in ein Liefermodell übersetzt wird, das mittelständische Unternehmen tatsächlich nutzen können. Solche Modelle müssen mehr leisten als die reine Stromlieferung aus einer Anlage. Sie müssen Erzeugung, Verbrauch, Reststrombeschaffung und Risikomanagement zusammenführen. Erst dann entsteht aus regionalem Grünstrom ein belastbares Versorgungsprodukt.

In der Praxis können solche Konzepte große Teile des Lastprofils abdecken, oft mehr als 80 Prozent. Sie schaffen Planungssicherheit über Laufzeiten, die klassische Börsenprodukte nicht bieten. Der Strompreis wird berechenbarer, weil er nicht mehr im selben Maß an globalen Rohstoff- insbesondere Gasmärkten hängt. Gleichzeitig liefern sie die CO₂-Freiheit, die Unternehmen für Kundenanforderungen, Lieferketten, Finanzierung und ESG-Berichte brauchen.

Industrielle Batteriespeicher und die Verlagerung von Erzeugungsspitzen sind keine Zukunftsmusik, sondern notwendige und vorhandene Werkzeuge zur Kostendämpfung. Wenn Produktion und regenerative Erzeugung über intelligente Prognosemodelle synchronisiert werden, sinken die Risikozuschläge in den Lieferverträgen. Wer hier auf etablierte Versorger setzt, die nur zögerlich in Netze und IT investieren und Rekordgewinne abschöpfen, verliert den Anschluss.

Was ein PPA-Markt für den Mittelstand leisten muss

Es geht in erster Linie nicht um das Ende der EEG-Förderung. Sondern darum, wie erneuerbarer Strom aus regionaler, einheimischer Wertschöpfung künftig bei den Unternehmen ankommt, die keine eigene Stromhandelsabteilung, kein brauchbares – und teures – externes Rating und keine riesigen Abnahmevolumina haben. Der sinnvolle Stopp der EEG-Förderung darf nicht dazu führen, dass günstiger Grünstrom nur noch zwischen Projektentwicklern, Banken und Großkonzernen gehandelt wird.

Die nächste Phase der Energiewende entscheidet sich daran, ob erneuerbarer Strom direkt in tragfähige Liefermodelle für Unternehmen übersetzt wird. Gefördert wurde lange die Einspeisung. Jetzt müssen der Verbrauch und die Synchronisierung mit Erzeugung und Speicherung in den Mittelpunkt rücken.

Die Politik muss jetzt entscheiden, ob die Post-EEG-Zeit zu einem Markt für wenige große Stromabnehmer wird oder zu einem echten nächsten Schritt der Energiewende. Der Mittelstand braucht keine komplizierten Finanzprodukte und keine Förderprogramme, die nur mit großem Apparat funktionieren. Er braucht Zugang zu regionalem Grünstrom, planbaren Preisbestandteilen und Partnern, die Erzeugung, Verbrauch und Beschaffung professionell zusammenführen.

Genau dafür müssen die Rahmenbedingungen geschaffen werden. Beschleunigter Netzausbau, vereinheitlichte, digitalisierte Prozesse über die fast 1000 Netzbetreiber, unkomplizierte Nah- und Direktversorgungskonzepte und das Denken in regionalen Clustern sind zentrale Punkte. Die Abkehr vom Windhundprinzip bei den Netzanschlüssen ist ein Schritt in die richtige Richtung.

Regionale Wind- und Solarstrommengen sollten leicht in mittelstandsfähige Vollversorgungsmodelle integriert werden können. Die Energiewende hängt nicht daran, dass die staatlich garantierte Einspeisevergütung wie vorgesehen ausläuft. Entscheidend ist, ob erneuerbarer Strom dort ankommt, wo er gebraucht wird: beim Mittelstand als verlässliches, bezahlbares und nachvollziehbares Produkt.

—- Der Autor Peter Vest war als Bereichsvorstand Marketing der EnBW AG für alle EnBW-Marken, darunter Yello Strom, Watt und die NaturEnergie AG, verantwortlich und ist seit über 15 Jahren als Unternehmer für eine ökologisch und ökonomisch nachhaltige Energiewende unterwegs. Gemeinsam mit Fabio Griemens gründete er Anfang 2026 den Stromversorger Starqstrom, um auch dem deutschen Mittelstand Zugang zu günstigem, regional erzeugtem Ökostrom zu bieten. —-