Power Purchase Agreements – kurz PPAs – gelten als eines der wichtigsten Instrumente für den subventionsfreien Ausbau erneuerbarer Energien. Die Idee ist bestechend einfach: Ein Unternehmen vereinbart direkt mit einem Anlagenbetreiber, Strom über viele Jahre zu einem festen Preis abzunehmen. Der Erzeuger bekommt Planungssicherheit und günstige Finanzierungskonditionen, der Abnehmer sichert sich gegen schwankende Strompreise ab – und das ohne staatliche Förderung. In der Praxis hakt es jedoch an einer Stelle, die auf den ersten Blick nicht offensichtlich ist: der Bonität des Abnehmers. Eine neue Analyse der Deutschen Energie-Agentur (dena) zusammen mit PwC geht diesem Problem systematisch nach und zeigt, wie andere europäische Länder es bereits gelöst haben.
Warum die Bank den Abnehmer bewertet – und nicht die Anlage
Bei einer Projektfinanzierung über das EEG ist die Sache für Banken überschaubar: Der Staat garantiert die Einspeisevergütung, das Kreditrating der Bundesrepublik Deutschland steht dahinter. Das Risiko ist kalkulierbar, die Finanzierungskonditionen entsprechend günstig.
Bei einem PPA sieht die Ausgangslage anders aus. Hier hängt die Kreditwürdigkeit des Projekts maßgeblich davon ab, ob der Stromkäufer seinen Zahlungsverpflichtungen über die gesamte Vertragslaufzeit nachkommt – typischerweise zehn bis zwanzig Jahre. Eine Bank, die ein solches Projekt finanzieren soll, fragt deshalb nicht nur nach der Windgeschwindigkeit am Standort oder den technischen Parametern der Anlage, sondern nach dem Rating des Industrieunternehmens, das den Strom abnimmt. Liegt dieses Rating unter BBB–, also dem unteren Ende des Investment-Grade-Bereichs, wird eine langfristige Fremdfinanzierung entweder sehr teuer oder schlicht verweigert.
Das trifft besonders den energieintensiven Mittelstand. Gerade diese Unternehmen – Gießereien, Chemieunternehmen, Papierhersteller, Textilbetriebe – haben oft einen hohen Strombedarf, ein reales Interesse an langfristiger Preisstabilität und einen echten Dekarbonisierungsdruck. Aber sie verfügen nicht zwingend über ein formales Kreditrating, und wenn doch, ist es häufig nicht Investment-Grade-tauglich. Das Ergebnis: ausgerechnet die Unternehmen, die PPAs am dringendsten bräuchten, bekommen keinen Zugang.
Was verhandelbar ist – und was nicht
Innerhalb eines PPA-Vertrags lässt sich vieles gestalten. Ob der Preis fest oder an einen Index gekoppelt ist, ob eine Mindestliefermenge oder ein festes Profil vereinbart wird, ob die Laufzeit fünf oder fünfzehn Jahre beträgt – all das verteilt das Marktrisiko zwischen Erzeuger und Abnehmer auf unterschiedliche Weise und kann verhandelt werden. Gut strukturierte Verträge können einen erheblichen Teil der Projektrisiken einpreisen und managen.
Was sich jedoch nicht wegverhandeln lässt, ist das Ausfallrisiko des Abnehmers. Wenn ein Industrieunternehmen in wirtschaftliche Schwierigkeiten gerät oder insolvent wird, bricht die Einnahmenstruktur des Projekts zusammen. Die Bank, die das Projekt finanziert hat, sitzt dann auf einer Anlage, die Strom produziert – aber keinen gesicherten Abnehmer mehr hat. Dieses Szenario lässt sich vertraglich nicht vollständig ausschließen, und über bestehende Marktinstrumente ist es kaum absicherbar. Kreditausfallversicherungen (Credit Default Swaps) decken in der Regel keine langen PPA-Laufzeiten ab, und Bankgarantien des Abnehmers erhöhen zwar die Sicherheit, belasten aber dessen Bilanz und lösen das Grundproblem nicht.
Was drei europäische Nachbarn bereits tun
Norwegen, Spanien und Frankreich haben dieses strukturelle Problem erkannt und staatliche Absicherungsmechanismen eingeführt. Die Modelle unterscheiden sich in Details, teilen aber eine Grundlogik: Eine staatlich getragene Institution garantiert dem Erzeuger oder der finanzierenden Bank, dass im Fall eines Abnehmerausfalls bis zu 80 Prozent der entstandenen Verluste gedeckt werden. Der Garantiegeber tritt in solchen Fällen in den Vertrag ein und übernimmt den Stromverkauf am Markt.
In Norwegen übernimmt diese Rolle Export Finance Norway (Eksfin). Dort sind Unternehmen aus der Holz-, Chemie- und Metallindustrie mit einem Jahresverbrauch ab 10 GWh zugangsberechtigt, geografische Einschränkungen gibt es kaum. Spanien hat einen eigenen Garantiefonds für stromintensive Betriebe aufgelegt, finanziert mit 200 Millionen Euro jährlich. Frankreich wiederum nutzt die staatliche Förderbank Bpifrance und beschränkt die Förderung auf Onshore-Wind- und Solaranlagen auf dem französischen Festland, mit einer Mindestabnahmemenge von 5 GWh für Einzelabnehmer.
In allen drei Ländern decken die Garantien typischerweise 80 Prozent des Verlustrisikos ab und zielen auf PPAs mit Laufzeiten von mindestens fünf, teils bis zu 25 Jahren. Die Finanzierung der Garantien soll sich durch Prämien – also Versicherungsbeiträge der Marktteilnehmer – selbst tragen, ohne dauerhaft den Staatshaushalt zu belasten.
Was eine Absicherung für die Projektfinanzierung konkret bewirkt
Die dena-Analyse rechnet dies an einem konkreten Beispiel durch. Ein Photovoltaik-Freiflächenprojekt, das ohne staatliche Absicherung mit einem 20-jährigen PPA finanziert werden soll, stößt auf ein grundlegendes Problem: Die Bank ist bereit, bis zu zehn Jahre zu finanzieren, traut aber den angenommenen Einspeisepreisen ab dem elften Jahr nicht. Die internen Renditeannahmen des Investors landen in dem Beispiel bei rund einem Prozent pro Jahr – weit unter der üblichen Mindestanforderung von vier Prozent. Das Projekt wird so nicht realisiert.
Mit einer staatlichen Absicherung nach dem norwegischen Modell – 80 Prozent des PPA-Volumens sind versichert, die Versicherungskosten orientieren sich an den Risikoprämien für ein BBB–-Rating – ändert sich das Bild. Die Bank akzeptiert nun auch die Preisannahmen ab Jahr elf, weil das Risiko abgesichert ist. Die Fremdkapitalstruktur verbessert sich, der Leverage-Effekt kommt zum Tragen, und die Versicherungskosten werden durch die günstigere Finanzierung mehr als ausgeglichen. Die Eigenkapitalrendite des Investors steigt im Beispiel auf knapp vier Prozent – und das Projekt ist finanzierbar. Für Abnehmer aus dem Mittelstand ohne ausreichendes Rating bedeutet das: überhaupt erst Zugang zum PPA-Markt.
Über den einzelnen Projektfall hinaus hätte eine funktionierende Absicherung systemische Wirkungen: Risikoprämien sinken, PPA-Preise werden standardisierbarer und hängen weniger von der individuellen Bonität des Abnehmers ab. Das senkt Transaktionskosten und macht PPAs für beide Seiten planbarer.
Deutschland: Thema identifiziert, Umsetzung offen
Deutschland zählt nach Spanien zum größten PPA-Markt in der EU. Die neue europäische Strommarktrichtlinie (Electricity Market Directive, EMD), die 2024 verabschiedet wurde, fordert die Mitgliedstaaten ausdrücklich auf, Instrumente zur Absicherung des Abnehmerausfallrisikos einzuführen. Die Bundesregierung hat das Thema als relevant eingestuft und die Prüfung einer entsprechenden Lösung angekündigt.
Wie ein deutsches Modell konkret aussehen könnte, lässt die dena-Analyse bewusst offen – und stellt stattdessen die entscheidenden Gestaltungsfragen: Wer gibt die Garantie? Die KfW wäre ein naheliegender Kandidat. Welche Abnehmer sind zugangsberechtigt, und wie komplex sollen die Kriterien sein? Welcher Deckungsgrad ist angemessen, und wie finanziert sich das Instrument? Wie wird es mit dem bestehenden CfD-Fördersystem verzahnt, damit PPAs im direkten Vergleich keine strukturellen Nachteile haben?
Die Marktoffensive Erneuerbare Energien, eine Initiative von rund 50 Unternehmen aus der gesamten EE-Wertschöpfungskette, kündigt an, in den kommenden Monaten konkrete Ausgestaltungsvorschläge für Deutschland vorzulegen.
Was das für Erzeuger und Projektierer bedeutet
Für Windpark- und Solarprojekte, die auf PPA-Basis finanziert werden sollen, ist die Botschaft klar: Die Bankfähigkeit eines Projekts hängt heute nicht allein von der Anlage ab, sondern entscheidend vom Abnehmer – und dessen Bonität ist für viele interessante Industriekunden ein Engpass. Ein staatliches Absicherungsinstrument würde diesen Engpass direkt adressieren und den adressierbaren Markt für PPA-finanzierte EE-Projekte erheblich ausweiten. Wie schnell das in Deutschland kommt, ist noch nicht absehbar. Dass es kommt, scheint nach dem europäischen Rahmen und den deutschen Ankündigungen eine Frage des Wann, nicht des Ob.
Deutsche Energie-Agentur (dena) / PwC: „Risikoabsicherung für PPAs – Auswirkungen auf die Projektfinanzierung.” Berlin, Februar 2025. Erstellt im Rahmen der Marktoffensive Erneuerbare Energien.
