Die Volatilität der Strommärkte eröffnet Chancen für PPAs zwischen Erzeugern und Großverbrauchern

AleaSoft Energy Forecasting, 23. Oktober 2026. Die zunehmende Volatilität der Strommärkte birgt unterschiedliche Risiken für Erzeuger erneuerbarer Energien und Großverbraucher. Während die einen ihre Erlöse gegen niedrige Preise absichern wollen, müssen die anderen ihr Risiko gegenüber möglichen Preissteigerungen begrenzen. PPA-Verträge können beiden Parteien Stabilität bieten, sofern ihre Bedingungen an die Marktaussichten sowie an die Erzeugungs- und Verbrauchsprofile angepasst sind.

Die Notwendigkeit, Absicherungen gegen das Preisrisiko abzuschließen, war eines der zentralen Themen des 70. Webinars von AleaSoft Energy Forecasting, das am 15. Oktober unter Beteiligung von Deloitte stattfand. Während der Veranstaltung betonte AleaSoft, dass jede Absicherung, ob ein PPA oder ein bilateraler Vertrag, für Erzeuger wie Verbraucher unerlässlich ist, und bezeichnete die stromintensive Industrie als am stärksten betroffen, falls die aktuellen Spannungen anhalten.

Erzeuger und Verbraucher stehen vor unterschiedlichen Preisrisiken

Die Preise an den europäischen Strommärkten befinden sich seit mehreren Monaten in einem Aufwärtstrend und folgen der Entwicklung der Gaspreise. Im September stiegen sie im spanischen Markt und in den nordischen Märkten um mehr als 20% gegenüber August. Die Preisspitzen in den Stunden, in denen die GuD-Kraftwerke den Preis setzen, fallen immer höher aus, während in den Solarstunden weiterhin Null- oder Negativpreise auftreten. In Spanien übersteigt die Zahl der Stunden mit Null- oder Negativpreisen, die 2026 bis Oktober verzeichnet wurden, bereits die Gesamtwerte der Jahre 2024 und 2025. Infolgedessen lag der durchschnittliche Intraday-Spread im spanischen Markt im September über 200 €/MWh.

Für Photovoltaikerzeuger verringert die Konzentration des Angebots in den Solarstunden den erfassten Preis. Obwohl sich der erfasste Preis in den letzten Monaten verbessert hat, reicht er in vielen Fällen nicht aus, um die Projektschulden zu bedienen, und es besteht das Risiko, dass die Preise im Frühjahr mit mehr Photovoltaik-Produktion und mehr Regen wieder sinken.

Großverbraucher wie die stromintensive Industrie und Rechenzentren sind dem umgekehrten Risiko ausgesetzt. Für diesen Winter werden hohe und volatile Gaspreise erwartet, da die Gasreserven der Europäischen Union Mitte Oktober bei 74% lagen, gegenüber 83% im Vorjahr. Dies verringert den Spielraum, um auf Kältewellen oder Phasen mit wenig Wind zu reagieren. Im Winter gibt es zudem weniger Stunden mit niedrigen Preisen, und die Spitzen konzentrieren sich auf den Abend und den Morgen.

Diese Kombination von Risiken schafft einen günstigen Moment für Vereinbarungen. Die Erzeuger fürchten einen erneuten Preisrückgang und die Verbraucher weitere Anstiege. Für AleaSoft ist dies das richtige Szenario, damit beide Parteien untereinander Absicherungen abschließen, über PPAs mit einer Laufzeit von drei oder fünf Jahren oder über andere bilaterale Verträge.

PPAs bieten Stabilität, beseitigen aber nicht alle Risiken

Laut den Referenten von Deloitte ist das Preisrisiko derzeit das Hauptrisiko für Projekte im Bereich erneuerbare Energien, und das PPA ist das Instrument, das die Sichtweisen von Projektentwicklern und Finanzinstituten einander annähert. Mit einem PPA können Banken bis zu 75% des Projekts finanzieren, gegenüber den 50% oder 55%, die sie bei einem Merchant-Risiko selten überschreiten.

Der Markt für Photovoltaik-PPAs ist derzeit jedoch ein Käufermarkt. Es gibt wenige Abnehmer, die bereit sind, das Solarprofil zu übernehmen, und 10-jährige Swap-PPAs für Photovoltaik werden zu Preisen zwischen 22 €/MWh und 25 €/MWh angeboten. Auf diesem Niveau ist die Rentabilität für die Projektentwickler gering, und einen zu niedrigen Preis über einen langen Zeitraum festzuschreiben, kann die Wirtschaftlichkeit neuer Projekte gefährden.

Für Großverbraucher ist es entscheidend, den Vertrag an ihr Verbrauchsprofil anzupassen. Die Photovoltaikproduktion konzentriert sich auf die mittleren Stunden des Tages, die nicht immer mit den Stunden des höchsten Verbrauchs zusammenfallen, daher muss bewertet werden, welchen Anteil der Versorgung der Vertrag abdeckt und welche Marktexposition verbleibt. Hybride PPAs mit Batterien verlagern einen Teil der Solarproduktion in Stunden mit höheren Preisen, was höhere PPA-Preise ermöglicht. Deloitte stellte zudem den Fall einer Photovoltaikanlage vor, die direkt an ein Rechenzentrum angeschlossen ist und bei der die Einsparungen bei den Anschlusskosten ein PPA von rund 40 €/MWh mit Laufzeiten von 15 Jahren oder mehr ermöglichen.

Neben dem Preis verändern auch die Laufzeit der Vereinbarung, die zugesagten Mengen, die Abrechnungsmethode und die Behandlung der Stunden mit Null- oder Negativpreisen den Wert des Vertrags. Finanzinstitute verlangen Mindestlaufzeiten zwischen 7 und 10 Jahren und betrachten PPAs, die die Abrechnung bei Null- oder Negativpreisen aussetzen, nicht als bankfähig. Die Klauseln bestimmen außerdem die bilanzielle Behandlung, daher empfiehlt es sich, sie zu analysieren, bevor der Vertrag unterzeichnet wird.

Preisprognosen sind grundlegend für die Festlegung der Beschaffungsstrategie

Bevor ein Großverbraucher ein PPA unterzeichnet, muss er bewerten, wie sich die Preise über die Vertragslaufzeit entwickeln könnten und welchen Anteil seines Verbrauchs abzusichern sich lohnt. Es reicht nicht aus, den angebotenen Preis mit dem aktuellen Preis oder mit den Preisen an den Terminmärkten zu vergleichen, die langfristig illiquide sind und nicht als Preisprognosen verwendet werden sollten.

Erforderlich sind langfristige Preisprognosen mit stündlicher Auflösung sowie mit günstigen und ungünstigen Szenarien, die die Entwicklung des Strombedarfs, die neue Solar- und Windkapazität, die Wetterbedingungen, die Brennstoffe und die CO₂-Emissionsberechtigungen widerspiegeln. Eine Strategie, die bei hohen Preisen attraktiv ist, kann Nachteile haben, wenn die Preise nachhaltig sinken, und eine ungesicherte Position kann in einem Extremszenario sehr kostspielig sein. Im Webinar warnte AleaSoft, dass Spannungen in der Straße von Hormus, die mit Zwischenfällen im europäischen Kernkraftwerkspark zusammenfallen, die Preise auf 500 oder 600 €/MWh treiben könnten.

Für Deloitte ist eine robuste, bankfähige Preiskurve, die sich gegenüber Kreditgebern und Wirtschaftsprüfern begründen lässt, praktisch der wichtigste Input, sowohl bei der Vertragsbewertung als auch bei den Cashflow-Schätzungen.

Risikomanagement über den Vertragspreis hinaus

Für Großverbraucher muss eine Strombeschaffungsstrategie über die Erzielung des niedrigsten Preises zu einem bestimmten Zeitpunkt hinausgehen. Ziel ist es, Verträge und Absicherungen so zu kombinieren, dass die Stromkosten auf einem tragbaren Niveau bleiben, ohne auf die Stunden mit niedrigen Preisen zu verzichten. Behind-the-Meter-Batterien erweitern diese Möglichkeiten, da sie es ermöglichen, Energie in Stunden mit niedrigen Preisen zu speichern und in Stunden mit höheren Preisen zu nutzen. AleaSoft erhält eine wachsende Zahl von Aufträgen stromintensiver Großverbraucher, die an der Installation von Batterien interessiert sind.

Ein günstiger Moment, um Absicherungen abzuschließen

Der Winter 2026-2027 beginnt mit hohen Gaspreisen und hoher Volatilität, während das Frühjahr erneut Stunden mit sehr niedrigen Preisen bringen wird. Erzeuger und Großverbraucher haben komplementäre Bedürfnisse, und PPAs sowie bilaterale Verträge ermöglichen es beiden Parteien, einen Teil ihrer Erlöse und Kosten festzuschreiben. Der Erfolg dieser Vereinbarungen wird davon abhängen, dass sie an die Erzeugungs- und Verbrauchsprofile angepasst sind, dass ihre Klauseln vor der Unterzeichnung analysiert werden und dass beide Parteien eine fundierte Einschätzung der Entwicklung des Strommarkts haben.

Die Rolle von AleaBlue, AleaGreen und AleaHub in Beschaffungsstrategien

AleaSoft Energy Forecasting unterstützt Großverbraucher bei der Planung ihrer Strom- und Gasbeschaffung und bei der Festlegung von Absicherungen, mit Simulationen zur Bewertung von Terminverträgen, Futures und PPAs sowie mit Unterstützung bei der Verhandlung bilateraler Vereinbarungen. AleaBlue, der auf kurz- und mittelfristige Prognosen spezialisierte Geschäftsbereich, liefert stündliche Preisprognosen und Simulationen mit einem Horizont von bis zu drei Jahren für das Risikomanagement und die Absicherung.

AleaGreen, der auf langfristige Prognosen spezialisierte Geschäftsbereich, liefert stündliche Preiskurven mit einem Horizont von bis zu 40 Jahren. Diese Prognosen mit Konfidenzbändern bilden die Grundlage der Beratung von AleaSoft bei der Identifizierung von Risiken, der Festlegung von Vereinbarungen und Term Sheets sowie bei der Verhandlung und dem Abschluss von PPAs. Die Methodik von AleaSoft kombiniert Künstliche Intelligenz, Zeitreihen und statistische Modelle mit 27 Jahren Erfahrung.

Darüber hinaus verbindet AleaHub, der Marketplace von PPA von AleaSoft, Abnehmer und Projektentwickler und prüft, ob ihre Anforderungen hinsichtlich Energiemenge, Laufzeit, PPA-Typ, Preis und Herkunftsnachweisen übereinstimmen.

Quelle: AleaSoft Energy Forecasting