Statkraft und Wattmanufactur haben einen siebenjährigen Hybrid-Stromabnahmevertrag (Hybrid-PPA) für ein kombiniertes Photovoltaik- und Batteriespeicherprojekt in Rümpel, Schleswig-Holstein, abgeschlossen. Das Projekt verbindet einen 20 MW-Solarpark mit einem 10 MW-/20 MWh-Batteriespeicher, die am selben Standort (Co-Location) betrieben werden. Durch die Festpreisgarantie wird das Erlösrisiko bei negativen Großhandelsstrompreisen eliminiert und damit die Grundlage für eine bankenfinanzierte Realisierung geschaffen.
Preisrisiko an den deutschen Strombörsen
Der rasante Ausbau erneuerbarer Energien führt zu immer häufiger auftretenden negativen Strompreisen am Day-Ahead-Markt. Laut Bundesnetzagentur wurden im Jahr 2025 insgesamt 573 Stunden mit einem Preis unter null Euro registriert – ein Rekord im Vergleich zu 457 Stunden 2024 und 301 Stunden 2023.
- Stunden mit negativen Börsenstrompreisen (Day-Ahead) 2025: 573 Stunden (Quelle S1)
- Stunden mit negativen Börsenstrompreisen (Day-Ahead) 2024: 457 Stunden (Quelle S1)
- Negativpreise entstehen vor allem zur Mittagszeit, wenn die Solareinspeisung besonders hoch ist.
Für freifinanzierte PV-Anlagen ohne Speicher oder Festpreisvereinbarung bedeutet das, dass die Einspeisung in solchen Stunden unrentabel wird – im Extremfall müssen Erzeuger sogar für die Einspeisung bezahlen.
Solar-Capture-Rate und der „Kannibalisierungseffekt“
Die Solar-Capture-Rate gibt an, welchen Anteil des durchschnittlichen Day-Ahead-Großhandelspreises Solaranlagen tatsächlich realisieren. Durch die zunehmende Übersättigung des Marktes ist dieser Wert von 76 % im Jahr 2023 auf rund 50 % im Jahr 2025 gesunken.
- Solar-Capture-Rate 2025: ca. 50 % (Quelle S2)
- Rückgang von 76 % (2023) über 65 % (2024) auf 50 % (2025).
- Der Rückgang erklärt, warum integrierte Speicherlösungen höhere Erlöse erzielen können – sie verschieben Strom aus überversorgten Mittagsstunden in ertragsstärkere Rand- und Abendzeiten.
Infrastrukturvorteile von Co-Location-Projekten
Die gemeinsame Nutzung einer Netzanschlusskapazität für Solarpark und Batteriespeicher bringt mehrere technische und wirtschaftliche Vorteile mit sich.
- Geteilte Netzanschlusskapazität reduziert doppelte Anschlusskosten.
- Vermeidung von Engpässen bei freien Netzanschlusspunkten für eigenständige Großspeicher.
- Gleichmäßigere Auslastung der verfügbaren Anschlussleitung.
- Der Batteriespeicher in Rümpel ist als Zweistundenspeicher (2 h) dimensioniert (20 MWh / 10 MW Entladeleistung, Jahr 2026).
Der siebenjährige Hybrid-PPA – Vertragsdetails
- Laufzeit: 2027 bis 2033 (7 Jahre).
- Leistung: 20 MW Solarpark + 10 MW/20 MWh Batteriespeicher.
- Vermarktungsvolumen: rund 150 GWh über die Vertragslaufzeit.
- Statkraft übernimmt die gemeinsame Vermarktung und zahlt einen Festpreis für den kombinierten Strom.
- Der Festpreis gilt auch für Solarstrom, der während negativer Marktpreise erzeugt wird.
- Durch die Festpreisgarantie kann Wattmanufactur die notwendige Bankenfinanzierung erhalten.
- Statkraft trägt das volle Vermarktungsrisiko für die sieben Jahre.
Die Festpreisregelung gilt den Angaben zufolge auch für Solarstrom, der während negativer Strompreise erzeugt wird.
Der Abschluss unterstreicht eine zentrale Dynamik des deutschen Strommarkts: Durch den rasanten Zubau erneuerbarer Energien traten nach Daten der Bundesnetzagentur im Jahr 2025 an 573 Stunden negative Großhandelspreise auf – nach bereits 457 Stunden im Jahr 2024. Besonders in den sonnenreichen Mittagsmonaten geraten die Spotmarktwerte für Photovoltaik zunehmend unter Druck, was in der Branche als „Kannibalisierungseffekt“ bezeichnet wird. Branchenanalysen zeigen, dass die sogenannte Solar-Capture-Rate – also der tatsächlich erzielbare Marktwert von PV-Strom im Vergleich zum Grundlastpreis – im deutschen Markt zuletzt auf rund 50 Prozent gefallen ist (BayWa r.e. 2026).
Risiken und regulatorische Herausforderungen
- Regulatorische Abgrenzung: Wird der Speicher am Großhandelsmarkt mit Graustrom geladen, verliert der zwischengespeicherte Strom seine EEG- oder Grünstromprivilegierung. Das erfordert komplexe messtechnische Trennungen und spezielle Abgabenregime.
- Preis- und Bonitätsrisiko für den Vermarkter: Statkraft trägt das Risiko, dass die Strommarktpreise dauerhaft unter dem garantierten Festpreisniveau liegen oder die Preisspitzen zur Speicherentladung schrumpfen.
FAQ zum Hybrid-PPA
Was unterscheidet ein Hybrid-PPA von einem klassischen Solar-PPA?
Ein klassisches PPA vergütet lediglich die Einspeisung der Erzeugungsanlage (Pay-as-produced). Ein Hybrid-PPA bezieht einen Batteriespeicher ein, sodass der Abnehmer die Ein- und Ausspeicherung flexibel steuern, Preisdifferenzen zwischen Tag und Abend nutzen und dem Betreiber trotz schwankender Erzeugung feste Erlöse zusichern kann.
Warum ist die Klausel zu negativen Strompreisen so wichtig für Projektfinanzierungen?
Bei negativen Börsenpreisen müssten Erzeuger am Spotmarkt für die Stromeinspeisung bezahlen oder die Anlage abregeln. Die vertragliche Festpreisgarantie von Statkraft schützt den Betreiber vor diesen Erlösausfällen, was Kreditgebern die notwendige Planungssicherheit für Darlehen gibt.
Fazit
Der Hybrid-PPA zwischen Statkraft und Wattmanufactur demonstriert, wie integrierte PV- und Speicherlösungen aktuelle Marktprobleme – insbesondere das Preis-Risiko bei negativen Strompreisen und die sinkende Solar-Capture-Rate – adressieren können. Durch die Festpreisgarantie erhalten Betreiber stabile Einnahmen, was die Bankenfinanzierung jenseits staatlicher EEG-Förderungen ermöglicht. Gleichzeitig schafft die Co-Location-Strategie technische Effizienz, reduziert Netzanschlusskosten und erhöht die Gesamterlöse gegenüber einer getrennten Vermarktung. Trotz regulatorischer Herausforderungen und des Preis-Risikos für den Vermarkter bietet das Modell einen zukunftsfähigen Weg, die wachsende Solarenergie in Deutschland wirtschaftlich zu sichern.
