Langfristige Energieverträge stehen vor neuen Herausforderungen

Der Markt für europäische Stromabnahmeverträge (PPA) verändert sich. Nach Jahren stetigen Wachstums bleiben langfristige Verträge , die Unternehmen grüne Energie sichern und die Projekte von Bauträgern bankfähig machen, das Rückgrat der Energiewende. Doch nun stehen sie vor neuen Herausforderungen: Marktvolatilität , Preisanomalien, die auf null oder in den negativen Bereich fallen, und zunehmende Netzüberlastung . Laut BloombergNEF , einem internationalen Energieforschungs- und -analyseunternehmen, bleibt die mittelfristige Entwicklung beeindruckend: Bis 2035 wird sich die Solarkapazität in Europa voraussichtlich auf 1,3–1,4 TW verdreifachen, die Windenergie auf über 700 GW verdoppeln und die Speicherkapazität auf über 300 GW verzehnfachen. Dieser Wandel wird durch den steigenden Strombedarf getrieben, der durch Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen und Rechenzentren verursacht wird, die den Verbrauch schon jetzt umgestalten. In diesem Szenario bleiben PPAs das wichtigste Instrument zur Gewährleistung von Investitionssicherheit, auch wenn sich ihre Regeln ändern.

Pexapark , ein auf Marktanalysen und Beratung zu PPAs spezialisiertes Schweizer Unternehmen, hat 2024 als das Jahr der „großen Umstellung “ definiert: geringere Mengen, aber mehr Verträge. In Europa wurden PPAs mit einer Leistung von 15,2 GW unterzeichnet, 11 % weniger als 2023, aber mit insgesamt 316 Verträgen ein absoluter Rekordwert (plus 14 %). Angeführt wurde das Wachstum von Unternehmenskäufern (plus 26 %), während die Versorgungsunternehmen ihre Präsenz um 59 % reduzierten. Auch die Zahl neuer Käufer hat zugenommen: 157 Unternehmen unterzeichneten ihr erstes PPA mit einer Leistung von insgesamt 5,2 GW. Dies ist ein Zeichen für die Reife des Marktes, in dem Unternehmen Preisstabilität und grüne Zertifikate anstreben, während die Versorgungsunternehmen sich zunehmend auf ihre Rolle als Vermittler und Ausgleichskräfte konzentrieren.

Im Technologiebereich dominiert die Solarenergie mit über 8 GW weiterhin, trotz eines Rückgangs von 28 % gegenüber dem Vorjahr. Die Onshore-Windenergie wuchs um 25 % auf 3,1 GW, während sich die Offshore -Windenergie auf 937 MW halbierte. Den größten Zuwachs gab es bei Multi-Technologie-PPAs , Verträgen, die mehrere Quellen wie Solar- und Windenergie kombinieren, um eine kontinuierlichere Produktion zu gewährleisten: 2,7 GW, +219 % ab 2023.

Die Preisdynamik spiegelt diese Verschiebung wider. Der Pexa Euro Composite , der Index, der den durchschnittlichen europäischen Preis für 10-jährige PPAs für Solar- und Windenergie misst, verharrte bei etwa 52 €/MWh und verzeichnete damit ein minimales Wachstum (+3 %) gegenüber dem Jahresanfang. Die eigentliche Neuheit war die explosionsartige Zunahme der Stunden mit Null- oder Negativpreisen : in Deutschland über 450 Stunden, in Spanien erstmals über 240 und in Polen fast 200. Nur Italien blieb verschont, aber das könnte nicht von Dauer sein. Dieses Phänomen hat neue Vertragsklauseln erzwungen: Viele Käufer weigern sich, für Energie zu zahlen, die während negativer Stunden ins Netz eingespeist wird, andere akzeptieren gemischte Formeln, die eine ausgewogenere Vergütung garantieren. Dieses Problem belastet die Finanzierbarkeit von Projekten und macht die Strukturierung von PPAs komplexer.

Betrachtet man die Akteure , ergibt sich ein zweigeteiltes Bild. Die kumulierten Daten von BloombergNEF zeigen Engie mit fast 4 GW vertraglich vereinbarter Kapazität an der Spitze , gefolgt von Iberdrola (3,1 GW), Vattenfall (2,4 GW) und Statkraft (2,0 GW). Konzentriert man sich jedoch nur auf das Jahr 2024, ändert sich das Bild: Iberdrola liegt mit 1,63 GW an der Spitze, vor dem deutschen Unternehmen Zelestra (652 MW), Engie (621 MW), Statkraft (571 MW) und dem Joint Venture Shell-Eneco (503 MW). Dies deutet darauf hin, dass der Markt wettbewerbsintensiv und dynamisch bleibt und die Positionen Jahr für Jahr neu definiert werden.

Die digitalen Märkte dominieren weiterhin die Käufer : Amazon hat Verträge über 3,6 GW unterzeichnet, gefolgt von Google (1,0 GW). Unter den Industrieunternehmen ragen LyondellBasell (539 MW) und Salzgitter (510 MW) heraus. Vodafone, Ardagh, Tesco und Ahold Delhaize folgen diesem Beispiel. Allein für 2024 bestätigen die Daten diesen Trend: Amazon hat Verträge über 3,63 GW unterzeichnet, Google etwas mehr als 1 GW, während Ardagh (483 MW) und Vodafone (479 MW) ihre Position neben den großen europäischen Einzelhändlern gefestigt haben. Eine Karte zeigt, wie Big-Tech-Unternehmen und energieintensive Branchen die Nachfrage antreiben , während große Energiekonzerne das Angebot dominieren.

Geografisch gesehen bleibt Spanien mit 4,66 GW der führende Markt, wenn auch mit leichtem Rückgang, während Deutschland bei der Anzahl der Verträge (48) führend ist. Italien bestätigt seine Position in den Top Ten mit 1,05 GW und einem Anstieg der Vertragsanzahl um 56 %, bleibt aber ein teurer und komplexer Markt: Die italienischen PPA-Preise gehören zu den höchsten in Europa und liegen mit Durchschnittswerten von 60-65 €/MWh für Solarenergie und über 70 €/MWh für Windenergie. Dies ist auf die Schwierigkeiten beim Anschluss und die langsamen Genehmigungsverfahren zurückzuführen.

Das Jahr 2025 beginnt mit weiteren Anzeichen des Wandels. Laut LevelTen Energy, einer digitalen Plattform, die Angebot und Nachfrage für PPAs aggregiert, sanken die Vertragspreise in Europa im zweiten Quartal durchschnittlich um 5 % für Solarenergie und um 2 % für Windenergie. Grund dafür ist das große Angebot in Märkten wie Italien, Polen und Rumänien. Gleichzeitig steigt die Nachfrage nach Mehrkäuferverträgen, bei denen mehrere Käufer am selben Projekt beteiligt sind und sich Risiken und Mengen teilen, sowie nach grenzüberschreitenden Verträgen, die es einem Unternehmen ermöglichen, Energie aus einem Werk in einem anderen Land zu beziehen. Dies erweitert die Optionen, erhöht aber auch die Komplexität der Klauseln.