Mit dem Ende der gesetzlichen EEG-Förderung stehen Anlagenbetreiber vor einer grundlegenden strategischen Entscheidung. Während die Vergütung über Jahrzehnte hinweg staatlich fixiert war, bestimmt nun die Marktdynamik über die Wirtschaftlichkeit der Wind- und PV-Assets. Die zentrale Frage lautet dabei: Bietet ein Power Purchase Agreement (PPA) mit festen Preisen die nötige Sicherheit, oder verspricht die variable Vergütung am Spotmarkt höhere Erlöspotenziale?
Für viele Betreiber ist der Übergang in die Post-EEG-Phase mit Unsicherheit verbunden, da die gewohnte Kalkulationsbasis entfällt. In einem Marktumfeld, das 2025 von hoher Volatilität und einem Anstieg negativer Strompreisphasen geprägt war, ist die bloße Fortführung der Direktvermarktung ohne Preisabsicherung riskant.
Betreiber müssen heute abwägen, ob sie das Preisrisiko selbst tragen wollen, um von Marktspitzen zu profitieren, oder ob sie dieses Risiko gegen eine Gebühr an einen Abnehmer (Utility oder Corporate) übertragen. Insbesondere bei kleinen Portfolios oder Einzelanlagen im Sub-Megawatt-Bereich kann die variable Vermarktung zur Herausforderung werden, da sie keine stabilen Cashflows für den Weiterbetrieb garantiert.
Die Entscheidung zwischen PPA und variabler Vergütung hängt maßgeblich von der Risikobereitschaft und der Finanzierungsstruktur des Betreibers ab.
Ein PPA fungiert im Kern als Versicherung gegen sinkende Strompreise. Der Abnehmer zahlt einen festen Betrag pro eingespeister Megawattstunde und übernimmt dafür Marktpreis- und oft auch Profilrisiken.
Die variable Vermarktung – etwa über den Monatsmarktwert oder direkt am Spotmarkt – eignet sich für Betreiber, die keine festen Kreditverpflichtungen mehr bedienen müssen und über eine hohe Risikotragfähigkeit verfügen.
Ob ein PPA oder die variable Schiene vorteilhafter ist, lässt sich selten pauschal beantworten. Daten aus dem Jahr 2025 zeigen jedoch klare Tendenzen:
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