Der Direktvermarkter Pure Energy hat sein Portfolio innerhalb eines Jahres um über 1000 Megawatt gesteigert. Bei der aktuellen ZFK-Umfrage erreichte das Unternehmen mit 4125 MW Platz 14 von 50 Teilnehmern. Gleichzeitig verschiebt sich der strategische Fokus zunehmend in Richtung PPAs und langfristiger Preisstrukturen. Im Interview mit der ZFK erläutert Onur Fişek, Head of Trading & Origination Continental Europe, warum Flexibilität zwischen Spotmarkt, PPAs und neuen Vermarktungsmodellen entscheidende Wettbewerbsvorteile mit sich bringt.
Herr Fişek, wie wirken sich aktuelle politische Entwicklungen wie mögliche Umlagen für Erneuerbare auf Ihre Strategie aus?
Wir bleiben optimistisch und prüfen politische Eingriffe hinsichtlich des Impacts auf unsere Produkte. Erneuerbare Anlagen sind flexibel genug für neue Geschäftsmodelle. Planungssicherheit ist entscheidend. Abrupte Änderungen hemmen Investitionen, insbesondere für internationale Investoren.
Sollten Fördermechanismen angepasst oder Kostenstrukturen herausfordernder werden, können wir als Direktvermarktungsunternehmen bis zu einem gewissen Grad stabilisierend wirken, indem wir langfristige Abnahmebeziehungen strukturieren, Marktpreisrisiken optimieren und Effizienzpotenziale heben.
Pure Energy hat in diesem Jahr volumentechnisch zugelegt. Wo genau waren Sie besonders gewachsen?
In Deutschland haben wir in diesem Jahr mehr als 1000 MW neu hinzugewonnen und überschreiten damit insgesamt die Marke von rund 4200 MW im Portfolio. Unsere Schwerpunkte bleiben weiterhin Photovoltaik und Windenergie.
Große Kunden arbeiten in der Regel mit einer ausgewählten Anzahl von Direktvermarktern zusammen. Bei unseren bestehenden Großkunden konnten wir unseren Anteil weiter erhöhen, indem wir zusätzliche Anlagen aus deren Portfolio übernommen haben. Gleichzeitig haben wir auch neue Kunden gewonnen, da sich unsere Marktposition und Reputation zunehmend stärken. Speicher spielen ebenfalls eine wichtige Rolle, befinden sich aktuell jedoch noch in einem geringeren Umfang im Portfolio.
Wir sind bereits nach Estland, Skandinavien und Japan expandiert, Polen folgt als nächster Schritt. Bis zum Jahresende streben wir in diesen Märkten ein Gesamtvolumen von rund 1000 MW an. Hierzu führen wir bereits konkrete Gespräche.
Wie ist die Kundschaft aufgeteilt – kommunale Versorger versus Industrie?
Wir arbeiten sowohl mit Stadtwerken als auch mit Industrieunternehmen. Wir begleiten Portfolios für beide Kundengruppen und verstärken uns in Industrie- und Stadtwerkskunden. Das Wachstum muss gut gemanagt werden.
Wie flexibel können Sie zwischen Direktvermarktung und PPA agieren? Wie ist aktuell die Gewichtung Ihres Portfolios?
Das hängt vorrangig von den Anlagen ab, deshalb reden wir typischerweise direkt mit den Betreibern. Wenn ihre Anlagen einen niedrigeren Förderpreis haben, sprechen wir offen über Risiken und überzeugen sie, ihre Erlöse zu fixieren. Manchmal schließen wir direkt Spotverträge ab und fixieren dann Vorteile für ein Quartal, Halbjahr oder das ganze Jahr mit Zusatzvereinbarungen. Wenn die Preise steigen, können unsere Kunden wissen, dass sie diese fixieren können. Das gibt uns einen Vorteil.
Die klassische Direktvermarktung inklusive Spotverträge macht etwa die Hälfte unseres Portfolios aus, die andere Hälfte sind Festpreisverträge. Etwa 20 Prozent der Festpreisverträge liefern wir auch an Industriekunden. Die Festpreisverträge werden eher separat gehandhabt, direkt im Markt. Mehr und mehr entwickeln wir unser Netzwerk bei Industrieunternehmen, Stadtwerken und Energieversorgern weiter. Unsere PPA sind meist auf drei Jahre ausgelegt. In Estland haben wir aber auch ein zehnjähriges FPPA, das Solarpark und Speicher beinhaltet.
Welche Bedeutung nehmen in Ihrem Portfolio Batteriespeicher ein?
Noch vor einem Jahr haben wir viel Interesse innerhalb der Branche wahrgenommen. Einige Projekte wurden danach weiterverfolgt, andere gar nicht. Was wir aber deutlich sehen, ist, dass die meisten Pläne viel konkreter geworden sind. Tendenziell werden immer mehr Batteriespeicher auf den Markt kommen, die allesamt optimiert werden müssen. Wir als Unternehmen stehen als Dienstleister bereit, investieren aber auch selbst. Usprünglich hatten wir vor, keine eigenen Assets zu bewirtschaften, sondern nur für Dritte. Im Bereich Batteriespeicher investieren wir nun direkt, weil wir hier großes Potenzial sehen.
Auf dem baltischen Strommarkt haben wir aktuell einen wichtigen Schritt gemacht. Dort haben wir eine neuartige Flexibilitäts- und Stromabnahmevereinbarung mit Mirova und Evecons Baltic Renewable Energy Platform (BREP) geschlossen, ein sogenanntes Flexibility & Power Purchase Agreement, FPPA. Im Zentrum der Vereinbarung steht die Hybridisierung der 77,5-MW-Solaranlage Kirikmäe durch ein 55-MW/250-MWh-Batteriespeichersystem (BESS). Der Batteriespeicher befindet sich derzeit in Bau.
Worum geht es dort im Detail?
Die Transaktion kombiniert die Abnahme erneuerbarer Energie mit einer langfristigen Flexibilitätsoptimierung in einem strukturierten kommerziellen Rahmen sowie einer langfristigen Finanzierung in Höhe von rund 85 Millionen Euro durch Swedbank.
Durch die Kombination von Solarstromerzeugung, Speicherkapazität und strukturierter Marktoptimierung wird diese Transaktion die Bankfähigkeit hybrider Anlagen fördern. Auch ist das ein wichtiger Schritt bei der Weiterentwicklung flexibilitätsbasierter PPA in der Region.
Wie steht es um die Pläne auf dem deutschen Markt?
In Deutschland betreiben wir bereits einen Stand-alone-Batteriespeicher. Darüber hinaus führen wir konkrete Gespräche sowohl über Co-located- als auch über weitere Stand-alone-Speicherprojekte. Wir bieten unterschiedliche Vermarktungsmodelle an, darunter Tolling-Modelle, Floor-Strukturen sowie Profit-Sharing-Ansätze. Darüber hinaus sind wir im Bereich PPA und Direktvermarktung breit aufgestellt.
Im deutschen Markt haben wir zudem die Regelenergievermarktung für Batteriespeicher gestartet und bieten diese inzwischen auch für Wind- und Solaranlagen an. Damit ermöglichen wir Anlagenbetreibern zusätzliche Erlöse und schaffen einen weiteren Anreiz, sich für eine Zusammenarbeit mit uns zu entscheiden.
Wir sehen auch, dass in der Direktvermarktung derzeit mehr Wettbewerb herrscht, die Margen aber immer uninteressanter werden. Deshalb legen wir weiterhin den Fokus auf PPA. Wenn die Preise fallen, haben Industrieunternehmen mehr Interesse an Preisfixierungen; steigen sie, haben Anlagenbetreiber Interesse daran. Wir agieren also je nach Marktlage flexibel zwischen beiden. Dafür haben wir die nötige Erfahrung und mit über 4200 Megawatt inzwischen die entsprechende Portfoliogröße.
Sehen Sie beim Thema Batteriespeicher noch weiteres Wachstumspotenzial?
Der Markt für Batteriespeicher wird noch wachsen. Vermarktungsmodelle ändern sich sicher mit der Zeit. Wir optimieren intern und betrachten die Energiemärkte – die Kombination aus verschiedenen Märkten bringt noch ordentlichen Profit. Je mehr Speicher ans Netz geht, desto geringer wird der Profit, aber andere Märkte entstehen.
Technisch ist die Umsetzung noch neu: Netzanschlüsse, Baugenehmigungen, Dimensionierung. Das verzögert den Ausbau, nicht die wirtschaftliche Profitabilität. Es hapert noch ein bisschen bei der Umsetzung, nicht bei den Erträgen.
Welches Batteriespeicher-Portfolio peilen Sie für 2026 an?
Bis 2030 wollen wir insgesamt 1000 MW installierte Leistung und 2 Gigawattstunden Batteriespeicherkapazität im Portfolio haben. Für 2026 peilen wir 250 Megawatt oder 500 MWh an.
Dennoch steigt die Anzahl der Marktplayer zunehmend.
Ja, wir erwarten nicht, dass in den nächsten fünf Jahren dieser Markt abrupt gesättigt wird. Plus, die Netzentgeltbefreiung läuft nur bis August 2029. Wir müssen sehen, wie viele Speicher es bis dahin schaffen. Wenn die Marktpreise keine ausreichenden Anreize mehr geben, sind dann Regierung und Regulierer gefordert, neue Investitionsanreize zu schaffen. Auch in Zukunft werden Speicher benötigt, weil mehr erneuerbare Systeme kommen. Dann entstehen neue Modelle: Pollocation an Erzeugung oder Verbrauch.
Pure Energy jetzt auf Flexibilität statt Volumen.
Außerdem werden Speicher günstiger und performanter. Nach zehn Jahren kann ein Repowering so günstig sein, dass auch geringere Spreads wieder wirtschaftlich attraktiv sind. Initialkosten werden bei Erstinvestition hochgerechnet, nach zehn Jahren reduziert sich die Investition auf Speicher und Zellen selbst.
Wie wählen Sie Speichertechnik und Hersteller aus? Welche Kriterien sind entscheidend?
Wir schreiben immer aus. Wichtig sind Service, lokales Team, Referenzprojekte, Ersatzteile in Deutschland. Viele Anbieter locken mit attraktiven Preisen, haben aber noch kein Team vor Ort. Das Risiko für uns ist hoch. Der Hersteller muss den Markteintritt ernst nehmen und für den gesamten Lebenszyklus des Speichers Verantwortung übernehmen.
Die Kombination aus Baugenehmigung, Netzanschluss und Bestellung dauert etwa zwölf Monate. Der Speicherhersteller selbst ist mittlerweile kein Bottleneck mehr.
