„Flexibilität ist der Schlüssel, um den Marktwert von PV zu sichern“

Interview mit Casimir Lorenz, Managing Director Central Europe von Aurora Energy Research

Können PV-Projekte ohne staatliche Unterstützung trotz negativer Strompreise noch wirtschaftlich umgesetzt werden?

Grundsätzlich ist die Antwort ja: PV-Projekte können auch ohne staatliche Förderung weiterhin wirtschaftlich umgesetzt werden. Wir haben in der Vergangenheit zahlreiche Stand-Alone-PV-Anlagen gesehen, die rein marktbasiert und über PPAs finanziert wurden. Aktuell ist die Situation schwieriger, weil PPA-Preise aufgrund wirtschaftlicher und politischer Unsicherheiten unter Druck stehen. Wir gehen aber davon aus, dass sich dieser Markt wieder stabilisiert. Ob ein Projekt funktioniert, hängt dann stark davon ab, wie weit Entwickler Investitions- und Finanzierungskosten senken können. Wichtig ist dabei die Bankenseite: Fremdkapitalanteile und -kosten entscheiden wesentlich über die Wirtschaftlichkeit. Negative Preisstunden sind vor allem für EEG-Anlagen eine Herausforderung, während bei PPAs die vertragliche Regelung den Ausschlag gibt. Trotzdem sehen wir nach wie vor Chancen für rein marktbasierte PV-Finanzierung, insbesondere in Kombination mit Batteriespeichern, die den Business Case verbessern, aber zusätzliche Komplexität mitbringen.

Laut Ihren Zahlen werden negative Preisstunden in den nächsten 3 bis 4 Jahren eher zunehmen oder auf heutigem Niveau bleiben. Bleibt der PPA-Markt in dieser Phase schwierig?

Negative Preise drücken zwar den Wert von PV-Strom, aber der PPA-Preis wird vor allem durch die vielen Niedrigpreisstunden bestimmt. Gerade PV führt wegen der gleichzeitigen Einspeisung zu vielen Niedrigpreisstunden und damit zu einer Kannibalisierung des eigenen Marktwertes. Für PPAs ist daher weniger die Zahl der Negativpreisstunden das Problem als die generelle Wertminderung von PV-Strom durch diese Kannibalisierung. Gelingt es, Erzeugung zeitlich zu verlagern oder zu speichern, kann der Marktwert und damit auch das PPA-Niveau wieder steigen.

Das heißt, entscheidend ist auch, wie schnell Flexibilität in den Markt kommt?

Vereinfacht gesagt, ja. Speicher und flexible Verbraucher können Strom aus Niedrigpreisstunden in Hochpreisstunden verschieben. Dadurch steigt der Marktwert von PV und PPAs werden wieder attraktiver.

Welche Finanzierungsstrukturen und Risikoteilungsmodelle werden künftig entscheidend sein, damit Projekte überhaupt noch umgesetzt werden?

Das klassische Modell ist die projektbezogene Finanzierung: Man betrachtet ein Einzelprojekt, seine Erlöse und Risiken und strukturiert darauf die Finanzierung. Wenn PPA- oder EEG-Erlöse zu niedrig sind, stößt dieses Modell an Grenzen, weil nicht genügend sichere Cashflows vorhanden sind. Eine Antwort darauf sind Strukturen, in denen Betreiber bewusst mehr kurzfristiges Marktrisiko übernehmen, also etwa mehrere Jahre merchant gehen. Das kann allerdings zu höheren Kapitalkosten führen, weil Banken weniger oder nur teureres Fremdkapital bereitstellen. Parallel dazu gewinnen Portfoliostrukturen an Bedeutung, bei denen mehrere Anlagen – etwa PV, Wind und Speicher, oft auch über Länder hinweg – gemeinsam finanziert werden. Die Bündelung reduziert das Ausfallrisiko und macht marktbasierte Cashflows für Banken besser handhabbar. Aurora unterstützt Entwickler und Banken, indem wir solche Portfolios modellieren, optimale Kombinationen identifizieren und Risiken über viele Szenarien quantifizieren. Diese Risikoanalysen ermöglichen es, auch stärker marktbasierte Portfolios mit wettbewerbsfähigen Finanzierungskonditionen auszustatten.

Ist ein Portfolio mit vielen neuen Anlagen nicht ein größeres Risiko, wenn ich statt zwei plötzlich fünf Projekte gleichzeitig realisieren will?

Als Entwickler muss ich zunächst einen Projektpool aufbauen, bevor ich ihn als Portfolio zur Finanzierung schnüren kann. Das erhöht die organisatorische Komplexität, etwa durch unterschiedliche Entwicklungsstadien und Zwischenfinanzierungen. Hinzu kommt das Risiko, dass sich während der Aufbauphase Markt- und Finanzierungskonditionen verändern. Dem steht gegenüber, dass die Risikostreuung über Technologie-, Standort- und Zeitdiversifikation das Gesamtportfolio für Banken attraktiver macht.

Welche Rolle spielen Systemdienstleistungen für die Finanzierung – und wie sehen Sie die Kannibalisierung im Regelenergiemarkt?

Systemdienstleistungen sind ein sehr wichtiges Feld, vor allem vor dem Hintergrund des starken Speicherzubaus. Kurzfristig erwarten wir eine deutliche Kannibalisierung auf den Regelenergiemärkten, weil mehr Speicher um die gleichen Erlösmöglichkeiten konkurrieren. Trotzdem werden die Preise nicht auf null fallen, da Speicher Opportunitätskosten haben und alternative Märkte wie Day-Ahead und Intraday berücksichtigen müssen. Für Erneuerbare und insbesondere für PV ist es interessant, in Zeiten niedriger Marktpreise zusätzliche Erlöse über Systemdienstleistungen zu generieren. Direktvermarkter oder integrierte Betreiber können die Teilnahme an Regelleistungsmärkten nutzen, um Kosten zu senken oder zusätzliche Erlöse zu erzielen. Gerade in den nächsten fünf Jahren werden diese Zusatzerlöse eine wichtige Rolle spielen. Für Finanzierungen und Transaktionen sollten sie berücksichtigt werden, weil sie den Projektwert erhöhen können, auch wenn Banken konservativ darauf blicken.

Wie beurteilen Sie die anstehende Strommarktreform und die verbindliche Nutzung von Contracs for Difference (CfDs)? Wird das ein Gamechanger für PV-Projekte in Europa?

Ein Problem der Strommarktreform ist, dass sie sehr spät kommt und die lange Phase der Unsicherheit den Markt belastet hat. Grundsätzlich wird intensiv diskutiert, welches Förderdesign – etwa CfDs oder andere – für erneuerbare Projekte langfristig am effizientesten ist. Besonders spannend sind Modelle, die nicht nur auf Produktionsmaximierung, sondern auf Profitmaximierung im Markt abzielen und damit die Produktion von
Anlagen in die wirtschaftlich relevanten Stunden lenken. Potenzialbasierte CfDs mit Referenzanlagen können solche Anreize setzen, bringen aber ein Basisrisiko mit sich, weil die reale Anlage von der Referenzanlage abweichen kann. Dieses zusätzliche Risiko verursacht Kosten und muss von Entwicklern, Investoren und Banken verstanden und bepreist werden. Das aktuelle EEG hat den Vorteil, dass es sich relativ einfach mit PPAs kombinieren lässt: Das EEG fungiert als Floor, während PPAs zusätzliche Marktchancen eröffnen. Ein reiner Floor ohne Cap bietet zwar weniger Abschöpfung bei hohen Preisen, ist aus Finanzierungssicht aber oft gut handhabbar. Ob ein neues CfD-System diese Vorteile übertrifft, hängt davon ab, ob die Effizienzgewinne die zusätzlichen Risiken und Komplexitäten wirklich ausgleichen.

Sehen Sie einen Zielkonflikt zwischen der Einführung von CfDs und der Nutzung von PPAs im gleichen System?

Zwischen CfDs und PPAs gibt es tatsächlich einen Zielkonflikt, weil beide Instrumente ähnlich funktionieren, aber unterschiedliche Gegenparteien haben. Beim zweiseitigen CfD verpflichtet sich der Staat, niedrige Marktpreise auszugleichen, verlangt aber bei hohen Preisen Zahlungen zurück. Wenn ich zusätzlich einen PPA mit einem Abnehmer abschließe, riskiere ich faktisch einen doppelten Anspruch auf denselben Strom. Lösungen mit späterer Opt-Out-Option aus dem CfD hin zu einem PPA würden das Problem teilweise entschärfen, ähneln dann aber stark dem alten EEG-Ansatz. In der Praxis wird man CfDs und PPAs daher eher getrennt oder nur über Teile der Erzeugung kombinieren können.

Wäre es möglich, ein Projekt teilweise über CfD und teilweise über PPA zu vermarkten?

Ökonomisch sinnvoll ist es, ein Projekt zu teilen, zum Beispiel 50 % der Leistung über einen CfD und 50 % über PPAs zu vermarkten. So erhält man für einen Teil des Portfolios sehr stabile Cashflows und kann beim anderen Teil bewusst mehr Marktrisiko und Renditechancen eingehen. Das ist im Grunde Portfolio-Optimierung auf Asset-Ebene und ähnelt Strukturen, die wir bei Batteriespeichern bereits sehen. Wie stark ein Projekt hybrid aufgestellt wird, hängt von gewünschter Fremdkapitalquote, Renditeerwartungen und Risikobereitschaft der Investoren ab.

Wie groß ist die Unsicherheit in Strompreisprognosen aktuell? Wird Modellierung eher schwieriger oder präziser – etwa durch KI-Ansätze?

Wir verbessern unsere Modelle und Methoden laufend, gleichzeitig wird der Markt durch neue Technologien und Märkte immer komplexer. Batterien agieren zum Beispiel gleichzeitig auf Day-Ahead-, Intraday- und Regelleistungsmärkten, was zusätzliche Unsicherheiten schafft. Ob Prognosen insgesamt „besser“ werden, ist daher schwer zu beantworten – methodische Fortschritte und steigende Komplexität halten sich gewissermaßen die Waage. Neue Technologien wie KI nutzen wir bereits im Tagesgeschäft, sie ersetzen aber nicht die grundlegende Marktlogik. Besonders wichtig ist heute, Risiken nicht nur mit einem Zentral-, High- und Low-Case abzubilden, sondern über viele Szenarien und Sensitivitäten. Das ermöglicht Banken und Investoren, Risiken gezielter zu verstehen und weniger pauschale Abschläge anzusetzen.

Welche politischen oder regulatorischen Anpassungen wären aus Ihrer Sicht nötig, um PV-Investitionen in Europa langfristig attraktiv zu machen?

Damit PV-Investitionen langfristig attraktiv bleiben, braucht es vor allem mehr Flexibilität im System. PV-Anlagen selbst sind nur begrenzt flexibel; wirkliche Systemflexibilität kommt über Speicher, steuerbare Nachfrage und andere flexible Erzeuger. Regulatorisch müssen Netzanschlüsse für Speicher und Erneuerbare zielgerichtet an gut entwickelte Projekte vergeben werden, anstatt nach reinem „first come, first served“-Prinzip. Zudem sollten Speicher nicht als Störfaktor, sondern als systemdienliche Ressource betrachtet werden, die die richtigen Informationen und Preissignale erhält. Ein zentrales Ziel muss sein, den schnellen Batterieboom so zu lenken, dass die Anlagen Netze entlasten und nicht zusätzliche Netzengpässe verursachen. Dafür brauchen wir passende Rahmenbedingungen von Politik, Regulierungsbehörden sowie Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern. Auch auf der Nachfrageseite steckt viel Potenzial: E-Fahrzeuge, Wärmepumpen und die Elektrifizierung der Industrie könnten deutlich flexibler reagieren, wenn sie die richtigen Anreize sähen. Heute optimieren viele Prosumer und Betreiber von Heimspeichern vor allem aus ihrer individuellen Sicht, weil ihnen marktorientierte und netzorientierte Preissignale fehlen. Langfristig sollten Preise stärker lokal und dynamisch ausgestaltet werden, damit sich Investitionen und Betriebsentscheidungen an realen Netzsituationen orientieren. Das kann Systemkosten senken, weil weniger teurer Netzausbau nötig wird und vorhandene Infrastruktur effizienter genutzt wird.