Markttrends für PV-PPAs in Deutschland: Ist 2025 der beste Zeitpunkt für den Abschluss?

Zuletzt aktualisiert am 10. September 2025.

Inhalt:

• Warum sollten Unternehmen PV-PPAs in Betracht ziehen?
• Wie wählt man das richtige PPA-Modell?
• Preisentwicklungen auf dem deutschen PV-PPA-Markt im Jahr 2025
• Risiken und Strategien für den Abschluss eines PPA
• Fazit

Laut BloombergNEF wurden 2023 in Deutschland rund 4,2 GW neue PPAs unterzeichnet – ein Zuwachs von etwa 15 % gegenüber 2022. Im Jahr 2024 sank das gemeldete Abschlussvolumen laut Pexapark und der Deutschen Energie-Agentur (dena) auf etwa 2,1 GW. Dabei handelt es sich um öffentlich angekündigte, langfristige Verträge; das tatsächliche Marktvolumen dürfte höher liegen, da viele Vereinbarungen nicht veröffentlicht werden.

Deutschland hält weiterhin rund 25–30 % des gesamten PV-PPA-Marktes in der EU. Haupttreiber bleiben Großunternehmen sowie der öffentliche Sektor. Trotz des geringeren Zubaus im Jahr 2024 zählt Deutschland damit weiterhin zu den wichtigsten PPA-Märkten in Europa. Photovoltaik-PPAs entwickeln sich zunehmend zu einem strategischen Instrument für die Energiewende, da sie Unternehmen Preisstabilität sichern und Projektentwicklern verlässliche Einnahmen ermöglichen.

Warum sollten Unternehmen PV-PPAs in Betracht ziehen?

Ein Power Purchase Agreement (PPA) ist ein langfristiger Vertrag zwischen einem Unternehmen und einem Projektentwickler über den Bezug von Solarstrom.

Für Unternehmen bedeutet dies eine stabile, transparente und planbare Energieversorgung, während Projektentwickler gesicherte Einnahmen und Finanzierungssicherheit erhalten.

Vor dem Hintergrund zunehmender Preisschwankungen am Energiemarkt und verschärfter Klimaschutzvorgaben nutzen immer mehr deutsche Unternehmen PPAs als strategisches Instrument der Energiebeschaffung. Sie schützen nicht nur vor steigenden Stromkosten und senken die Betriebsausgaben, sondern stärken zugleich die Wettbewerbsfähigkeit im Bereich nachhaltiger Unternehmensführung.

1. Aktuelle Situation des deutschen Energiemarktes

• 2024 lag der volumen­gewichtete Day-Ahead-Durchschnittspreis bei 78,01 €/MWh (Fraunhofer ISE), begleitet von einem Rekordwert von 457 negativen Preisstunden.
• 2025 wurden bis Mitte des Jahres bereits 389 solcher Stunden gezählt (Energy-Charts) – ein Hinweis darauf, dass die Preisvolatilität nicht nur saisonal, sondern zunehmend strukturell bedingt ist.

Die Ursachen für diese Entwicklung sind vielfältig:

• Geopolitische Unsicherheiten infolge des Russland-Ukraine-Krieges;
• Steigender EE-Anteil, vor allem PV, führt zu mehr Stunden mit niedrigen oder negativen Preisen;
• Höhere Kosten im EU-Emissionshandel (EU-ETS) belasten energieintensive Unternehmen.

Für Branchen wie Automobilproduktion, Chemie oder Metallverarbeitung sind Strompreise ein zentraler Kostenblock. Jede starke Preisbewegung schlägt direkt auf die Gewinnmargen durch.

Für viele Unternehmen entscheidet der Strompreis zunehmend direkt über ihre Wettbewerbsfähigkeit.

2. Wie können PPAs Unternehmen bei der Optimierung ihrer Energiebeschaffung unterstützen?

2.1 Langfristige Preisstabilität zur Absicherung gegen Marktschwankungen

• PPAs werden typischerweise für 10 bis 20 Jahre abgeschlossen und sichern Unternehmen erneuerbare Energie zu stabilen Konditionen.
• Während der Energiekrise 2022 stieg der Strompreis zeitweise auf über 400 €/MWh; gleichzeitig konnten Unternehmen mit bestehenden PPAs zahlten dagegen weiterhin ≈ 70–80 €/MWh – ein klarer Schutz vor Marktschwankungen.

2.2 Reduzierung von CO₂-Emissionen und Erfüllung von ESG- und Klimaschutzvorgaben

• Mit der Fortschreibung des Klimaschutzgesetzes und der Einführung des EU-Mechanismus zur CO₂-Grenzabgabe (CBAM) gewinnt Emissionsreduktion an Gewicht.
• 2025 gilt für CBAM noch eine Übergangsphase mit Berichtspflichten; ab 2026 werden Unternehmen zusätzlich zur Abgabe verpflichtet.
• Ein Solar-PPA ermöglicht es, den Energiebedarf vollständig aus erneuerbaren Quellen zu decken, den CO₂-Fußabdruck deutlich zu senken und über Herkunftsnachweise ESG-Kriterien zu erfüllen. Beispiele wie Siemens, das weltweit mehrere PPAs unterzeichnet hat, zeigen die Praxisrelevanz.

2.3 Verbesserung der Finanzberichterstattung durch stabilere Kostenstrukturen

• PPAs fixieren die Energiekosten und reduzieren dadurch Volatilität in der Unternehmensbilanz.
• Dies schafft Transparenz, stärkt das Vertrauen von Investoren und kann für börsennotierte Unternehmen direkt zur Wertsteigerung beitragen.

Wie wählen Unternehmen das richtige PPA-Modell?

Vergleich gängiger PPA-Modelle

Wichtige Vertragsklauseln bei der Unterzeichnung eines PPA

Neben der Wahl des passenden Modells müssen Unternehmen auf vertragliche Details achten. Besonders relevant sind:

1. Vertragslaufzeit

• Langfristig (15–20 Jahre): maximale Preisstabilität, aber geringe Flexibilität.
• Mittelfristig (10–15 Jahre): guter Ausgleich zwischen Stabilität und Anpassungsfähigkeit.
• Kurzfristig (5–10 Jahre): geeignet bei unsicherem Energiebedarf oder fallenden Marktpreiserwartungen, jedoch begrenzte Absicherung.

2. Preisstruktur

• Fester Strompreis (Fixed Price): hohe Planbarkeit, Schutz vor steigenden Preisen.
• Marktgekoppelter Preis (Market-linked Price): Chance auf günstige Preise, aber Risiko bei Preisanstieg.
• Hybridmodell: Kombination aus fixen und variablen Anteilen, verbreitet in aktuellen Verhandlungen.

3. Vertragsstrafen und Flexibilitätsmechanismen

• Mindestabnahme (Take-or-Pay): feste Abnahmemengen, unabhängig vom Verbrauch.
• Early Termination Fee: Entschädigung bei vorzeitiger Kündigung.
• Resale Clause: Weiterverkauf ungenutzter Mengen möglich.
• Negative-Price-Klausel: regelt, ob bei negativen Börsenpreisen weitergezahlt wird – ein in 2025 sehr relevantes Thema.
• Cap/Collar: definiert Preisober- und Untergrenzen, um Budgetstabilität und Marktchancen zu verbinden.

Preistrends auf dem deutschen PV-PPA-Markt im Jahr 2025

Die Preisbildung von PV-PPAs hängt 2025 vor allem von Großhandelspreisen, EEG-Auktionen, dem EU-ETS und dem PV-Zubau ab. Aktuelle Indizes zeigen in Deutschland ein Niveau von ≈ 55–65 €/MWh, klar unter dem Day-Ahead-Durchschnitt von 78 €/MWh im Jahr 2024. Ob ein Abschluss sinnvoll ist, entscheidet sich daher weniger am Preis selbst als an Risikostrategie und Verhandlungsspielraum.

1. Erwartete Strompreisentwicklung für PPA in Deutschland in den nächsten fünf Jahren

• 2025: Nach aktuellen Marktindizes bewegen sich langfristige PV-PPA-Preise in Deutschland überwiegend im Bereich 55–65 €/MWh. Das liegt deutlich unter den Großhandelsstrompreisen von 2024 (78 €/MWh) und auch unter den PPA-Niveaus von 2023 (65–90 €/MWh).
• Langfristiger Trend (2025–2030): Mit weiter sinkenden Modulpreisen, optimierten Systemkosten und einem stetigen Ausbau erneuerbarer Kapazitäten dürfte der Abwärtstrend anhalten. Bis 2030 könnten sich die Preise auf 45–65 €/MWh einpendeln, wobei die Geschwindigkeit des Rückgangs allmählich nachlässt.
• Kurzfristige Chancen (2024–2026): Die aktuelle Marktsituation ist durch hohe Nachfrage und intensiven Wettbewerb geprägt. Für Unternehmen eröffnet dies die Möglichkeit, sich langfristig günstige Ökostrompreise zu sichern. Ab 2026 könnten steigende CO₂-Preise und ein knapperes Angebot hochwertiger PPA-Projekte den Verhandlungsspielraum jedoch einschränken.

2. Ist 2025 der richtige Zeitpunkt für den Abschluss eines PPA?

Unternehmen sollten ihre Entscheidung nicht isoliert treffen, sondern die

Großhandelspreise und die aktuellen PPA-Niveaus im Kontext der allgemeinen Marktlage vergleichen.

(1) Vergleich: Deutscher Großhandelsstrompreis vs. langfristige PPA-Preise

• Großhandel 2024: Der volumen­gewichtete Day-Ahead-Durchschnitt lag bei 78,01 €/MWh (Fraunhofer ISE). Zugleich verzeichnete der Markt 457 Stunden mit negativen Preisen – ein klares Zeichen für hohe Volatilität.
• PPA 2025: Langfristige Solar-PPAs werden aktuell meist im Bereich von 55–65 €/MWh gehandelt (LevelTen, Pexapark) und liegen damit deutlich unter dem Großhandelsniveau.
• Analyse: Für Unternehmen bedeutet das kurzfristig eine Absicherung gegen Preisschwankungen und die Möglichkeit, sich günstigere Konditionen zu sichern. Langfristig könnten die Großhandelspreise zwar sinken, doch politische Unsicherheiten und CO₂-Kosten sprechen weiterhin für die Stabilität von PPAs.

(2) Steigende PPA-Nachfrage 2024 – bleibt 2025 noch Verhandlungsspielraum?

• Hohe Nachfrage 2024: Das neu abgeschlossene PPA-Volumen lag bei rund 2,1 GW (Pexapark/dena) – weniger als 2023, aber mit deutlich höherem Anteil an Solarprojekten. Gleichzeitig blieben die Solar-PPA-Indizes bei ca. 60–70 €/MWh, was zeigt, dass der Wettbewerb unter Anbietern die Preise stabilisiert hat.
• Die Entwicklung der PPA-Preise 2025 wird maßgeblich davon bestimmt, ob der Ausbau neuer Projekte mit der Nachfrage Schritt hält. Ein Überangebot könnte die Preise drücken, während ein knappes Projektangebot – kombiniert mit steigenden CO₂-Kosten im EU-ETS – eher für stabile oder höhere Preise spricht.

(3) Fazit

Aus heutiger Sicht spricht vieles dafür, dass 2025 ein attraktives Jahr für PPA-Abschlüsse ist.

Die aktuellen Preisniveaus liegen deutlich unter dem Großhandelsmarkt, gleichzeitig wächst das Angebot neuer Projekte. Ob sich daraus ein echter Vorteil ergibt, hängt jedoch stark von der individuellen Verbrauchsstruktur und der Risikostrategie des Unternehmens ab. Wer frühzeitig verhandelt, dürfte derzeit den größeren Spielraum haben.

Risikomanagement beim Abschluss eines PPA

Beim Abschluss eines PPA sollten Unternehmen nicht nur Preis und Vertragskonditionen betrachten, sondern auch mögliche Risiken systematisch bewerten – insbesondere Marktrisiken, politische Rahmenbedingungen und Lieferantenrisiken. Sinnvoll ist es, zentrale Risiken wie Preisentwicklung, Lieferverzug oder regulatorische Änderungen schon vor Vertragsabschluss konkret zu bewerten und vertraglich abzusichern.

Haupt-Risikofaktoren und Gegenmaßnahmen

1. Marktpreisrisiko

PPAs verschaffen Planungssicherheit über Jahre hinweg. Fällt der Großhandelspreis jedoch unerwartet stark, können fixe Vertragskonditionen für Unternehmen zum Nachteil werden.

Dieser Effekt zeigte sich 2024, als die Durchschnittspreise deutlich unter den Hochs der Energiekrise zurückgingen.

Beispiel: 2022 stieg der Großhandelsstrompreis zeitweise auf über 400 €/MWh. 2024 lag der volumen­gewichtete Day-Ahead-Durchschnitt dagegen nur bei 78,01 €/MWh (Fraunhofer ISE), mit insgesamt 457 Stunden negativer Preise. Unternehmen, die in einer Hochpreisphase einen fixen PPA abgeschlossen haben, könnten dadurch wirtschaftlich benachteiligt sein.

Gegenmaßnahmen

a) Hybrid-PPA mit teilweiser Preisvariabilität

Kombination aus fixem Grundpreis und variablen Anteilen – Sicherheit bei gleichzeitiger Chance, von fallenden Marktpreisen zu profitieren. Geeignet für Unternehmen, die ein Gleichgewicht zwischen Stabilität und Flexibilität suchen.

b) Absicherung durch Finanzinstrumente

Absicherung über Stromfutures oder Hedging-Verträge, insbesondere für große Industrieabnehmer oder Rechenzentren mit hoher Energieabhängigkeit.

2. Risiko von politischen Änderungen und Fördermaßnahmen

Politische Rahmenbedingungen verändern sich dynamisch: Die Rolle klassischer EEG-Förderungen nimmt ab, während steigende CO₂-Preise und neue Mechanismen wie EU-ETS und CBAM die Strombeschaffung verteuern können. Unternehmen, die keinen langfristigen PPA sichern, laufen Gefahr, künftig höheren Kosten ausgesetzt zu sein – gerade bei wachsender Nachfrage nach erneuerbarer Energie.

Gegenmaßnahmen:

• Frühzeitige Sicherung: Das Marktumfeld 2024–2026 ist günstig für PPA-Verhandlungen. Wer jetzt langfristige Verträge abschließt, kann stabile Konditionen sichern und sich gegen steigende CO₂-Kosten absichern.
• Regelmäßige Beobachtung: Laufende Analyse der Entwicklungen bei Bundesnetzagentur und EU-Energiepolitik ermöglicht rechtzeitige Anpassung der Beschaffungsstrategie.
• Nutzung von Fördermöglichkeiten: Teilnahme an staatlich unterstützten Projekten oder Programmen, um von Zuschüssen oder steuerlichen Vorteilen zu profitieren.

3. Risiko von Lieferantenverzug und Projektverzögerungen

2023 kam es in Deutschland bei mehreren PPA-Projekten durch Finanzierungsprobleme und Lieferkettenstörungen zu Verzögerungen. Unternehmen erhielten ihren Grünstrom nicht rechtzeitig und mussten kurzfristig teureren Strom vom Markt beziehen.

Gegenmaßnahmen:

• Klare Vertragsklauseln: Verbindliche Lieferfristen, Pönalen bei Verzögerungen und Kompensationsmechanismen (z. B. Kostenerstattung für Ersatzstrom). Zusätzlich sollten Alternativszenarien festgelegt werden – etwa Wechsel zu einem anderen Anbieter oder temporärer Bezug über Spotmarktverträge.
• Zuverlässige Partnerwahl: Bevorzugung von Entwicklern mit solider Finanzierung und nachweisbarer Erfolgsbilanz. Eine sorgfältige Due-Diligence-Prüfung der finanziellen Stabilität minimiert das Risiko von Projektverzug oder Vertragsbruch.

Fazit

Der deutsche PPA-Markt bleibt 2025 von Preisschwankungen, Politik und Projektverfügbarkeit geprägt. PPAs entwickeln sich für Unternehmen zu einem wichtigen Instrument, mit dem sich Energiekosten kalkulierbarer machen und Nachhaltigkeitsziele glaubwürdig untermauern lassen.

Hinweis (Stand Q3 2025): Nach aktuellen Marktdaten liegen einige abgeschlossene PV-PPAs bereits unter dem in diesem Artikel genannten Preisband von 55–75 €/MWh. Zudem blieb das Vertragsvolumen im ersten Halbjahr 2025 hinter den Prognosen zurück. Dies bestätigt zwar die grundsätzliche Aussage, zeigt jedoch, dass Marktteilnehmer mit noch günstigeren Konditionen rechnen können.

Unternehmen sollten ihre PPA-Strategie flexibel anpassen und frühzeitig Maßnahmen zur Risikominimierung ergreifen. Maysun Solar unterstützt Unternehmen dabei, die Chancen von Photovoltaik-PPAs optimal zu nutzen. Als erfahrener Anbieter hochwertiger PV-Module bietet Maysun Solar effiziente und zuverlässige Lösungen für die nachhaltige Energieversorgung von Unternehmen.

Lassen Sie uns gemeinsam die Zukunft der erneuerbaren Energien gestalten – kontaktieren Sie uns für weitere Informationen und Kooperationsmöglichkeiten!

Quellenverzeichnis

Fraunhofer ISE. (2025). Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland 2024. Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE. https://www.ise.fraunhofer.de/de/veroeffentlichungen/studien/fakten-zur-photovoltaik-in-deutschland.html

pv magazine. (2025). Germany’s day-ahead market posts 389 hours of negative prices in H1. pv magazine international. https://www.pv-magazine.com/2025/06/30/germanys-day-ahead-market-posts-389-hours-of-negative-prices-in-h1/

LevelTen Energy. (2025). European PPA Price Index Q2 2025. LevelTen Energy Marketplace. https://www.leveltenenergy.com/market-insights

BloombergNEF. (2024). Corporate PPA Deals in Europe – Annual Statistics. BloombergNEF Research. https://about.bnef.com

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