Der kürzlich geschlossene Stromabnahmevertrag zwischen dem baden-württembergischen Projektentwickler Sunovis und der Düsseldorfer Statkraft Germany verbindet zwei große Photovoltaik-Freiflächen mit hochdimensionalen Batteriespeichern. Ohne staatliche EEG-Förderung soll das Modell – ein zweistufiges Hybrid-Power-Purchase-Agreement (Hybrid-PPA) – die Erlöse gegenüber dem Preisverfall von Solarspitzen absichern und gleichzeitig eine bankenfähige Projektfinanzierung ermöglichen. Der Vertrag illustriert den beschleunigten Trend zu „Green Co-Location“ in Deutschland, bei dem PV-Anlagen und mehrstündige Batteriespeicher eng gekoppelt werden.
Kontextuelle Einordnung in Statkrafts Co-Location-Offensive
Der Deal reiht sich in eine Serie ähnlicher Hybrid-Geschäfte des norwegischen Versorgers in Deutschland ein. Bereits 2026 schloss Statkraft Vermarktungsverträge für das Solar-Speicher-Projekt Rümpel (20 MW PV / 20 MWh Speicher) ab und hat ein dreiteiliges Pipeline-Portfolio von Suncatcher (34,5 MW PV / 24 MWh Speicher) im Aufbau. Das Vermarktungsvolumen des Rümpel-Hybrid-PPA beträgt 150 GWh Strom bis 2033, womit deutlich wird, dass flexible Hybrid-PPAs zum neuen Standard für Erneuerbare-Großprojekte avancieren.
Projektbeschreibung der ABS- und Harnekop-Anlagen
Die beiden in Sachsen-Anhalt (Projekt ABS) und Brandenburg (Projekt Harnekop) geplanten Anlagen verfügen über eine kombinierte Photovoltaik-Leistung von 181,9 MW. Die angegliederten Batteriespeicher liefern 61 MW Leistung und besitzen eine Gesamtkapazität von 244 MWh, ausgelegt für eine Entladedauer von vier Stunden (C-Rate 0,25). Beide Projekte befinden sich im Bau und sollen zwischen Ende 2026 und Oktober 2027 in Betrieb gehen. Die Realisierung erfolgt komplett ohne öffentliche Förderung.
Das zweistufige Hybrid-PPA-Modell
Der Vertrag definiert zwei klare Vermarktungsphasen:
- Phase 1 – Marktbasiertes Hochlaufjahr 2027: Statkraft übernimmt die Vermarktung der Stromerzeugung und beteiligt Sunovis an den Gewinnen. Dieses Modell nutzt reine Markterlöse mit Gewinn-Sharing.
- Phase 2 – Festpreisabsicherung 2026-2037: Ab dem Inbetriebnahmedatum wird ein Großteil der erzeugten Strommengen bis Ende 2037 über eine Festpreisvereinbarung abgesichert (Laufzeit der Festpreisphase: 10 Jahre). Für die verbleibenden Mengen bleibt das Modell mit Gewinnbeteiligung bestehen.
Durch die Kombination aus planbarer Festpreisabsicherung und flexibler Gewinnbeteiligung können die großvolumigen Hybridparks auch ohne EEG-Zuschläge banken-fähig finanziert werden.
Marktursache: Zuspitzung von Solar-Kannibalisierung und negativen Strompreisen
Der Treiber der vierstündigen Batteriespeicherauslegung ist der dramatische Wertverlust von Mittags-Solarstrom an der EPEX Spot. Im Jahr 2025 erreichte die Zahl negativer Börsenpreis-Stunden einen Rekord von 573 Stunden, verursacht durch den massiven Zubau von Photovoltaik-Leistung. Zu diesem Zeitpunkt war in Deutschland bereits rund 117 GW installierte PV-Leistung vorhanden. Die Koppelung von 181,9 MW PV mit 244 MWh Speicher schützt das Portfolio vor diesen Entwertungsphasen und ermöglicht eine gezielte Verlagerung der Einspeisung in hochpreisige Randstunden.
Beteiligte Akteure und strategische Zielsetzung
Sunovis mit Sitz in Singen (Baden-Württemberg) agiert als Projektentwickler und Anlagenbetreiber. Statkraft Germany, vertreten durch die Handelsniederlassung in Düsseldorf, fungiert als Aggregator und Risikoträger. Nach Angaben von Sunovis-CFO Markus Renz und Statkraft-Manager Klaas Bauermann ermöglicht erst die strukturierte Kombination aus Festpreis und Gewinnbeteiligung eine verlässliche Projektfinanzierung bei gleichzeitiger Partizipation an Arbitrage-Spitzen.
Chancen und Risiken des hybriden Modells
- Degradation- und Zyklenrisiko: Die primäre Nutzung der Batterie zur PV-Glättung kann mit margenstarken Netzdienstleistungen (z. B. Regelenergie) oder reinem Großhandels-Arbitragehandel konkurrieren, was die Renditeoptimierung komplex macht.
- Volumen- und Profilrisiko in der Hochlaufphase 2027: Ohne Festpreis trägt Sunovis das Marktrisiko bei verzögerter Inbetriebnahme einzelner Parkabschnitte oder anhaltend niedrigen Marktmittelwerten.
Häufig gestellte Fragen (FAQ)
Was unterscheidet diesen Hybrid-PPA von klassischen Solar-PPAs?
Klassische PPAs vergüten ausschließlich die direkte Einspeisung bei Solarerzeugung, wodurch Betreiber bei extrem niedrigen Mittagspreisen Erlöseinbußen erleiden. Der Hybrid-PPA integriert einen 244-MWh-Speicher, sodass Statkraft Erzeugungsmengen zwischenspeichern und den Strom gezielt zu Hochpreisphasen (z. B. morgens oder abends) vermarkten kann.
Warum verzichten die Projektpartner auf eine EEG-Vergütung?
Freiflächenprojekte dieser Größenordnung erreichen bei fallenden Modulpreisen und optimierter Systemtechnik Stromgestehungskosten, die ohne starre EEG-Ausschreibungsvorgaben wettbewerbsfähig sind. Zudem entfällt im EEG (§ 51) bei negativen Marktpreisen die Förderung, sodass Markt-PPAs mit Speichern mehr operative Flexibilität bieten.
Fazit
Der langfristige Hybrid-PPA zwischen Sunovis und Statkraft demonstriert, dass große PV-Freiflächen in Ostdeutschland ohne staatliche Fördermittel finanziell realisierbar sind, wenn sie mit leistungsstarken, vierstündigen Batteriespeichern gekoppelt werden. Das zweistufige Modell aus Markterlös-Sharing und Festpreisabsicherung schafft Planungssicherheit für Investoren und Banken, während es zugleich auf die Marktbedingungen – insbesondere die steigende Zahl negativer Strompreis-Stunden und die zunehmende Solar-Kannibalisierung – flexibel reagiert. Die konsequente Umsetzung von „Green Co-Location“ könnte damit zum neuen Standard für erneuerbare Großprojekte in Deutschland avancieren.
