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PPA bei Photovoltaik: der dritte Erlösweg — und was er vom Investor verlangt

Redaktion Autark
vor 2 Tagen
21 Min. Lesezeit

Auf einen Blick: Neben Einspeisevergütung und geförderter Direktvermarktung gibt es einen dritten Weg: den Direktverkauf an einen Abnehmer über ein PPA. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz nennt ihn sonstige Direktvermarktung. Er bringt keine Marktprämie, dafür die Grünstromeigenschaft — und er verlagert das Erlösrisiko vollständig auf den Anlagenbetreiber.

Dieser Beitrag dient ausschließlich der allgemeinen Information und stellt weder eine Rechts-, Steuer-, Versicherungs- noch eine Anlageberatung dar und auch keine konkrete Anlageempfehlung. Er berücksichtigt nicht Ihre persönliche Situation. Unternehmerische Sachwertinvestitionen sind mit Risiken bis hin zum Totalverlust des eingesetzten Kapitals verbunden. Angaben zu historischen Entwicklungen sind kein Indikator für künftige Ergebnisse. Alle Werte mit dem angegebenen Stand. Die konkrete Einordnung ist eine Frage des Einzelfalls.

Inhalt dieses Beitrags

Ein PPA bei Photovoltaik ist ein langfristiger Stromliefervertrag zwischen dem Betreiber einer Anlage und einem Abnehmer. Für Investoren ist er dritter Erlösweg neben der Einspeisevergütung und der geförderten Direktvermarktung — und der einzige, bei dem der Preis nicht vom Gesetzgeber, sondern von einem Vertragspartner kommt.

Dieser Beitrag richtet sich an Unternehmer und vermögende Privatinvestoren, die eine Photovoltaik-Beteiligung prüfen und wissen wollen, was hinter dem Wort PPA steht, wann dieser Weg trägt und woran sich das erkennen lässt.

Wie dieser Beitrag gemeint ist. Photovoltaik bleibt aus meiner Sicht ein tragfähiger Baustein. Gerade deshalb halte ich es für wichtig, die Erlösseite genau anzusehen: Ein PPA ist kein Etikett für ein besseres Investment, sondern eine Verschiebung von Risiken. Wer sie kennt, kann entscheiden.

Was ein PPA ist — und was es im EEG nicht ist

Ein PPA ist ein privatrechtlicher Liefervertrag. Im Erneuerbare-Energien-Gesetz kommt der Begriff nicht vor — dort heißt der Weg sonstige Direktvermarktung.

Power Purchase Agreement, kurz PPA, bezeichnet einen langfristigen Vertrag, mit dem ein Abnehmer Strom direkt von einem Erzeuger bezieht — zu einem vereinbarten Preis, über eine vereinbarte Laufzeit, in einer vereinbarten Lieferstruktur. Das europäische Recht definiert ihn ausdrücklich: als „Vertrag, in dessen Rahmen eine natürliche oder juristische Person zustimmt, Strom von einem Stromerzeuger auf Marktbasis zu beziehen" (Art. 2 Nr. 77 der Verordnung (EU) 2019/943 in der Fassung der Verordnung (EU) 2024/1747).

Im Markt hat sich dafür der Begriff Photovoltaik-PPA eingebürgert. Steht auf der Abnehmerseite ein Industrie- oder Gewerbeunternehmen statt eines Energieversorgers, spricht man von einem Corporate PPA — die Vertragsmechanik ist dieselbe, der Unterschied liegt in Bonität und Motiv des Stromabnehmers.

Im deutschen Recht ist das anders. Eine Volltextsuche über das Erneuerbare-Energien-Gesetz nach „PPA", „Power Purchase", „Stromliefervertrag" und „Stromabnahmevertrag" ergibt null Treffer (gesetze-im-internet.de, Stand der Fassung 18.12.2025, abgerufen am 08.09.2026). Das Gesetz kennt stattdessen die sonstige Direktvermarktung nach § 21a EEG 2023 — eine Norm aus einem einzigen Satz:

„Das Recht der Anlagenbetreiber, den in ihren Anlagen erzeugten Strom ohne Inanspruchnahme der Zahlung nach § 19 Absatz 1 direkt zu vermarkten (sonstige Direktvermarktung), bleibt unberührt."

Der Unterschied ist kein Formalismus. PPA ist ein Marktbegriff, sonstige Direktvermarktung ein Rechtsbegriff. Wer ein Angebot prüft, sollte wissen, welches der beiden gerade gemeint ist: Das PPA ist der Vertrag, die sonstige Direktvermarktung der Zustand, in den er die Anlage versetzt.

Die drei Erlöswege nebeneinander

Das Gesetz verlangt, dass jede Anlage genau einer Veräußerungsform zugeordnet wird. Für PV-Investoren sind drei davon relevant.

§ 21b Abs. 1 Satz 1 EEG 2023 nennt vier Formen: Marktprämie (§ 20), Einspeisevergütung (§ 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 bis 4), Mieterstromzuschlag (§ 21 Abs. 3) und sonstige Direktvermarktung (§ 21a). Der Mieterstromzuschlag zielt auf Gebäude und spielt bei Freiflächen- und Gewerbeprojekten keine Rolle. Es bleiben drei.


Einspeisevergütung

Direktvermarktung mit Marktprämie

Sonstige Direktvermarktung (PPA)

Norm

§ 21 Abs. 1 S. 1 Nr. 1 EEG 2023

§ 20 EEG 2023

§ 21a EEG 2023

Anlagengröße

nur bis 100 kW

ab 100 kW der Regelfall

ohne Größenbegrenzung

Wer setzt den Preis

der Gesetzgeber

Markt plus gesetzliche Prämie

der Vertragspartner

Erlösrisiko

beim Netzbetreiber

teilweise abgefedert

vollständig beim Betreiber

Herkunftsnachweise

nein

nein

ja

Vermarktungsaufwand

keiner

Direktvermarkter nötig

Vertragsverhandlung und Bilanzkreis

Die 100-Kilowatt-Schwelle ist die Weiche. Der Anspruch auf Einspeisevergütung besteht nach § 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 EEG 2023 nur für „Strom aus Anlagen mit einer installierten Leistung von bis zu 100 Kilowatt". Oberhalb dieser Grenze entfällt er. Zusammen mit dem Zuordnungszwang aus § 21b Abs. 1 Satz 1 ergibt das für Anlagen mit mehr als 100 Kilowatt praktisch eine Direktvermarktungspflicht.

Praktisch — nicht wörtlich. Eine Norm mit dem Wort „Direktvermarktungspflicht" gibt es im EEG 2023 nicht, und § 21 Abs. 1 Satz 1 kennt drei weitere Nummern: die unentgeltliche Abnahme für Anlagen unter 200 Kilowatt, bei der sich der Anspruch „auf null" verringert (Nr. 2), die zeitlich eng begrenzte Ausfallvergütung (Nr. 3) und die Regelung für ausgeförderte Anlagen (Nr. 4). Wer die Schwelle mit „ab 100 kW gilt Direktvermarktungspflicht nach § 21 Abs. 1" zitiert, zitiert zweimal ungenau: falsche Norm und falsche Richtung. Richtig ist die Verbindung aus § 21b Abs. 1 Satz 1 und § 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 — und bei exakt 100 Kilowatt greift sie noch nicht.

Für ein Investmentprojekt in Megawattgröße ist die Frage damit nie „Einspeisevergütung oder PPA". Sie lautet: Marktprämie oder PPA. Die Vergütungssätze selbst und ihre Halbjahresstufen sind ein Thema für sich und stehen ausführlich hier: Einspeisevergütung 2026.

Warum der dritte Weg gerade an Gewicht gewinnt

Nicht, weil PPA-Preise gestiegen wären. Sondern weil die gesetzliche Vergütung an Wert verliert und die Grünstromeigenschaft an Wert gewinnt.

Rund 12,1 Gigawatt Photovoltaik-Leistung stehen in Deutschland bereits außerhalb der EEG-Förderung. Die Übertragungsnetzbetreiber weisen die installierte Leistung von PV-Anlagen je Veräußerungsform monatlich aus. Für die sonstige Direktvermarktung nach § 21b Abs. 1 Nr. 4 EEG 2023 nennt die Übersicht für September 2026 12.119,55 Megawatt Solarenergie; für die geförderte Direktvermarktung mit Marktprämie 37.856,69 Megawatt (netztransparenz.de, Datei „Direktvermarktung-Uebersicht_September2026_inkl_AV", abgerufen am 08.09.2026; die Übersicht trägt selbst den Hinweis „Alle Angaben ohne Gewähr").

Aus denselben beiden Zeilen ergibt sich: Knapp ein Viertel der direkt vermarkteten PV-Leistung liegt außerhalb der Förderung — 12.119,55 von zusammen 49.976,24 Megawatt, also 24,3 Prozent. Seit Januar 2026 ist der förderfreie Bestand um 1.208,80 Megawatt gewachsen, ein Plus von 11,1 Prozent in acht Monaten.

⚠️ Diese Zahl ist eine Obergrenze, kein PPA-Zähler. In der sonstigen Direktvermarktung stehen auch ausgeförderte Anlagen und Anlagen im vorübergehenden Förderaustritt. Wie viele davon tatsächlich ein PPA tragen, weist keine Statistik aus.

Der Grund für die Bewegung steht in der Erlösrechnung. Der Marktwert Solar ist derjenige Durchschnittspreis, den Solarstrom an der Börse tatsächlich erzielt — und er fällt in den Monaten auseinander, in denen viel Sonne scheint. Die Übertragungsnetzbetreiber weisen ihn monatlich aus (Anlage 1 zu § 23a EEG):

2026

Marktwert Solar

Januar

11,019 ct/kWh

Februar

7,717 ct/kWh

März

5,455 ct/kWh

April

1,317 ct/kWh

Mai

3,296 ct/kWh

Juni

6,190 ct/kWh

Juli

5,226 ct/kWh

Quelle: netztransparenz.de, Marktwertübersicht, abgerufen 08.09.2026. Der Mai-Wert wurde von den Übertragungsnetzbetreibern nachträglich von 3,163 auf 3,296 ct/kWh korrigiert. Der Augustwert lag am 08.09.2026 noch nicht vor.

Im Juli 2026 lag der durchschnittliche Spotmarktpreis bei 10,545 ct/kWh, der Marktwert Solar bei 5,226 ct/kWh. Solarstrom erzielte also rund die Hälfte des durchschnittlichen Strompreises — nicht wegen schlechter Technik, sondern weil er dann anfällt, wenn ihn alle haben.

Zwei weitere Größen zeigen dieselbe Bewegung. Der Anteil der Solarstromerzeugung, der in Stunden mit negativen Preisen anfiel, ist von 8,4 Prozent (2023) über 18,3 Prozent (2024) auf 24,1 Prozent (2025) gestiegen; in den Monaten Mai und Juni 2025 lagen zwischen 43 und 47 Prozent der Erzeugung in solchen Stunden. Und die Solar Capture Rate — das Verhältnis zwischen dem Erlös einer Solaranlage und dem durchschnittlichen Day-Ahead-Preis — erreichte im Mai und Juni 2025 mit 0,31 und 0,33 historische Tiefstände (dena, PPA-Marktanalyse 2025, S. 12 f., Datenbasis Pexapark). Die Bundesnetzagentur zählte für 2025 insgesamt 573 Stunden mit negativen Großhandelspreisen, nach 457 Stunden im Vorjahr.

Der Markt für PPA selbst ist dabei nicht gewachsen, sondern geschrumpft. Die dena zählt für Deutschland im Jahr 2025 27 PPA- und FPA-Abschlüsse mit 1,3 Gigawatt vertraglich gesicherter Kapazität, nach 51 Abschlüssen und 2,2 Gigawatt im Vorjahr und 3,8 Gigawatt im Rekordjahr 2023. Auf Solar entfielen 2025 davon 0,61 Gigawatt. Deutschland fiel im europäischen Vergleich von Rang zwei auf Rang vier zurück, hinter Spanien, Italien und Polen.

⚠️ Dieser Rückgang ist zu einem nicht bezifferbaren Teil ein Erfassungseffekt, und die Quelle sagt das selbst. Gezählt werden ausdrücklich „nur öffentlich angekündigte, langfristige PPAs (> 5 Jahre)". Zugleich hält dieselbe Analyse als eine ihrer vier Kernbotschaften fest, es würden „vermehrt kurzfristige PPAs mit einer Laufzeit von unter fünf Jahren abgeschlossen". Die Verträge, die zunehmen, fallen also aus der Zählung. Wie groß dieser Teil ist, lässt sich aus der Veröffentlichung nicht ableiten — und ich rechne es nicht heraus.

Was das Gesetz verlangt: Zuordnung, Frist, Messung

Drei Anforderungen entscheiden darüber, ob der Weg praktisch offensteht. Alle drei sind erfüllbar, aber keine ist beiläufig.

Erstens die Zuordnung. Jede Anlage gehört genau einer Veräußerungsform an. Ein Wechsel ist nach § 21b Abs. 1 Satz 2 EEG 2023 nur „zum ersten Kalendertag eines Monats" möglich. Zulässig ist auch, den Strom prozentual auf verschiedene Formen aufzuteilen (§ 21b Abs. 2 Satz 1) — ein Teil unter Marktprämie, ein Teil unter PPA.

Zweitens die Frist. Der Wechsel ist dem Netzbetreiber „vor Beginn des jeweils vorangehenden Kalendermonats" mitzuteilen (§ 21c Abs. 1 Satz 1). Wer zum 1. März wechseln will, muss es also vor dem 1. Februar angezeigt haben. Mitzuteilen ist dabei auch der Bilanzkreis, dem der Strom zugeordnet werden soll (§ 21c Abs. 2 Satz 1 Nr. 2).

Drittens die Messung. Jede Direktvermarktung setzt voraus, „dass die gesamte Ist-Einspeisung der Anlage in viertelstündlicher Auflösung gemessen und bilanziert wird" (§ 21b Abs. 3). Das ist bei Projekten dieser Größenordnung Standard, gehört aber in die Prüfliste.

Der praktische Befund daraus: Im geltenden Recht ist der Wechsel zwischen Marktprämie und sonstiger Direktvermarktung monatlich und beliebig oft möglich. Es gibt keine Einmaligkeitsschranke. Genau das ändert sich nach dem Regierungsentwurf zur EEG-Novelle 2027 — dazu weiter unten.

⚠️ Eine Klarstellung, weil sie oft durcheinandergeht: § 21b Abs. 4 EEG 2023 regelt nicht den Wechsel der Veräußerungsform, sondern den Wechsel des Direktvermarktungsunternehmers und die Weitergabe an Dritte in unmittelbarer räumlicher Nähe. Wer den Formwechsel dort verortet, verweist auf die falsche Vorschrift.

Der Herkunftsnachweis ist der eigentliche Hebel

Förderung und Grünstromeigenschaft schließen einander aus. Das ist der Grund, warum es überhaupt einen Markt für PPA gibt.

Ein Abnehmer, der ein PPA abschließt, kauft in aller Regel zwei Dinge: eine Strommenge und den Nachweis, dass sie aus erneuerbaren Quellen stammt. Für viele Unternehmen ist genau dieser Nachweis das Motiv — er ist die Grundlage dafür, den bilanzierten CO₂-Fußabdruck des eigenen Stromverbrauchs belegbar zu senken. Das deutsche Recht koppelt ihn an den Verzicht auf Förderung.

§ 79 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2023: „Das Umweltbundesamt … stellt Anlagenbetreibern auf Antrag Herkunftsnachweise für Strom aus erneuerbaren Energien aus, für den keine Zahlung nach § 19 oder § 50 in Anspruch genommen wird".
§ 80 Abs. 2 Satz 1 EEG 2023: „Anlagenbetreiber, die eine Zahlung nach § 19 oder § 50 … erhalten, dürfen Herkunftsnachweise oder sonstige Nachweise, die die Herkunft des Stroms belegen, für diesen Strom nicht weitergeben."

Die Regel gilt in beide Richtungen. Satz 2 derselben Vorschrift schließt den Kreis: Wer einen Herkunftsnachweis weitergibt, darf für diesen Strom keine Zahlung nach § 19 oder § 50 mehr in Anspruch nehmen. Ein Herkunftsnachweis steht für eine Megawattstunde, und je Megawattstunde wird höchstens einer ausgestellt (§ 79 Abs. 5).

Daraus folgt eine Aussage, die in Angebotsunterlagen selten so deutlich steht: Ein gefördertes Projekt kann kein Grünstrom-PPA bedienen. Wer beides zugleich verspricht, hat entweder eine Aufteilung nach § 21b Abs. 2 im Sinn — dann sollte sie im Vertrag stehen — oder er hat die Norm nicht gelesen.

Welche Größenordnung dahintersteht, sagt die Behörde selbst. Das Umweltbundesamt hat im Kalenderjahr 2025 in Deutschland 46 Millionen Herkunftsnachweise ausgestellt und 217 Millionen importiert — das macht Deutschland nach eigener Angabe „zum führenden Importeur auf dem europäischen Markt" (UBA, HKNR-Newsletter 1/2026 vom 30.04.2026). Ein Nachweis steht für eine Megawattstunde.

Was diese beiden Zahlen belegen, ist der Umfang des Marktes, nicht der Preis eines einzelnen Nachweises. Einen veröffentlichten Preis für deutsche Solar-Herkunftsnachweise gibt es nicht — weder das Umweltbundesamt noch der europäische Registerverbund erheben ihn, und die kommerziellen Preisdienste sind kostenpflichtig. Wo ein Angebot einen Erlös aus Herkunftsnachweisen einrechnet, gehört die Frage dazu, worauf diese Annahme beruht.

⚠️ Eine Frage bleibt offen, und ich lasse sie offen. Ob ein rein finanzielles PPA ohne physische Lieferung neben laufender Marktprämie gegen das Doppelvermarktungsverbot des § 80 Abs. 1 verstößt, lässt sich am Wortlaut nicht abschließend beantworten; eine ausdrückliche Klarstellung enthält die Norm nicht. Wer diese Konstruktion erwägt, braucht dafür eine rechtliche Prüfung des Einzelfalls — keinen Absatz in einem Magazinbeitrag.

Die Vertragsformen und ihre Risikoverteilung

Drei Achsen beschreiben jedes PPA. Sie zu kennen genügt, um ein Angebot einzuordnen.

Erste Achse: Wo der Strom hingeht. Bei einem On-Site-PPA verbraucht der Abnehmer den Strom direkt am Ort der Erzeugung, ohne das öffentliche Netz. Bei einem Off-Site-PPA läuft die Lieferung über das Netz — der Regelfall bei Freiflächenanlagen.

Zweite Achse: Ob physisch geliefert wird. Beim physischen PPA wechselt Strom den Besitzer. Das virtuelle oder synthetische PPA entkoppelt dagegen den physischen vom finanziellen Stromfluss: Beide Seiten kaufen und verkaufen weiterhin am Markt, und der Vertrag gleicht nur die Differenz zu einem vereinbarten Festpreis aus.

Dritte Achse: Welches Mengenprofil geschuldet ist. Bei Pay-as-produced nimmt der Abnehmer ab, was die Anlage liefert — er trägt damit das Profilrisiko. Bei einem Baseload-PPA schuldet der Erzeuger ein gleichmäßiges Band und muss die Differenz am Spotmarkt zukaufen — dann liegt das Risiko bei ihm. Weil Baseload für den Erzeuger teurer ist, liegt der Vertragspreis bei Pay-as-produced niedriger.

Die dritte Achse ist die, an der sich das meiste Geld entscheidet, und sie ist zugleich die, die in Verkaufsunterlagen am ehesten unter den Tisch fällt. Ein Preis ohne die Angabe der Lieferstruktur ist keine Aussage. (Systematik nach: Deutsche Energie-Agentur, „Virtuelle PPA (vPPA): Grundlagen, Potenziale, Regulatorik", Berlin, Stand 01/2026.)

Ein vierter Punkt ist seit 2025 hinzugekommen: der Umgang mit negativen Preisstunden. Die dena beobachtet, dass sich hierfür „PPA-Klauseln etabliert" haben, „die das Risiko zwischen Verkäufern und Abnehmern teilen und von Fremdkapitalgebern zunehmend akzeptiert werden". Wo eine solche Klausel fehlt, ist die Frage nicht geklärt — sie ist nur nicht gestellt.

Was ein PPA-Vertrag leistet — und was er dafür kostet. Ein fester Abnahmepreis kann die Erträge in einem volatilen Marktumfeld stabilisieren und schafft für den Betreiber Planungssicherheit auf der Erlösseite; genau darauf beruht die Finanzierbarkeit ungeförderter Projekte. Diese Planungssicherheit wird aber bezahlt: Wer sich auf einen Festpreis festlegt, gibt die Aufwärtschance in Hochpreisphasen ab. Ein PPA-Vertrag verlagert Risiko, er beseitigt es nicht.

Zur Laufzeit gibt es keine belastbare Regel. In den Modellrechnungen, auf denen die zitierten Preiskorridore beruhen, werden zehn Jahre unterstellt; der Solarpark Halenbeck II hat zehn Jahre vereinbart. Zugleich beobachtet die dena einen Trend zu Verträgen unter fünf Jahren, unter anderem für den Weiterbetrieb ausgeförderter Anlagen. Pauschale Angaben wie „PPA laufen in der Regel zehn bis fünfzehn Jahre" sind für den deutschen Markt 2025 nicht belegt — maßgeblich ist die Laufzeit des konkreten Vertrags.

Was der Regierungsentwurf ändert — und was er nicht ändert

Die geplante EEG-Novelle 2027 stärkt den PPA-Weg ausdrücklich. Sie macht den Ausstieg aus der Förderung zugleich zu einer Entscheidung, die sich nicht zurücknehmen lässt.

🔴 Stand: 08.09.2026. Regierungsentwurf, kein geltendes Recht. Der Entwurf wurde am 29.07.2026 vom Kabinett beschlossen und dem Bundesrat am 14.08.2026 als BR-Drucksache 470/26 zugeleitet; seit dem 07.09.2026 liegt er dem Bundestag als Drucksache 21/7867 vor. Der erste Durchgang im Bundesrat ist für den 25.09.2026 vorgesehen; eine Tagesordnung dazu lag am 08.09.2026 noch nicht vor. Bis zur Verkündung kann sich jede der folgenden Angaben ändern.

Der Entwurf führt eine Abschöpfung ein. Nach § 21d Abs. 1 des Entwurfs sollen Betreiber von Anlagen „mit einer installierten Leistung ab 100 Kilowatt" für Kalenderjahre, in denen der Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert liegt, einen Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber zahlen. Anknüpfungspunkt ist ein wirksamer Zuschlag oder eine Mitteilung nach § 20 Abs. 2 des Entwurfs — also die Inanspruchnahme des Fördersystems.

Wer nie in dieses System eingetreten ist, wird davon nicht erfasst. Wer aber gefördert ist und nur vorübergehend in die sonstige Direktvermarktung wechselt, schon: Satz 2 der Vorschrift erstreckt die Zahlungspflicht ausdrücklich auf Strom, den der Betreiber „im Rahmen der Direktvermarktung mit Marktprämie nach § 20 oder der sonstigen Direktvermarktung nach § 21a veräußert". Die Begründung nennt den Zweck offen: eine Umgehung der Abschöpfung zu verhindern.

Drei Details, die in der Zusammenfassung meist fehlen — und die den Unterschied machen:

  • Erfasst wird nur eingespeister Strom. Die Vorschrift spricht von „jeder Kilowattstunde des … erzeugten und in das Netz eingespeisten Stroms". Ein On-Site-PPA ohne Netzdurchleitung fällt damit schon nach dem Wortlaut heraus.

  • Es bleibt ein Mindesterlös. Nach Anlage 1 Nummer 4.2 des Entwurfs wird der Beitrag in Viertelstunden mit niedrigen Preisen so gedeckelt, dass dem Betreiber ein Mindesterlös bleibt — bei Solaranlagen 0,5 Cent je Kilowattstunde (Offshore-Wind 1,5, sonstige Anlagen 1,0). Ergibt die Formel einen Wert unter null, wird der Beitrag auf null gesetzt. Die Abschöpfung greift also nicht in Schwachpreisphasen und nicht bei negativen Preisen.

  • Ein zweiter Paragraf betrifft jeden Direktvermarktungsvertrag. Nach § 10b Abs. 7 des Entwurfs müssen Direktvermarkter und Anlagenbetreiber künftig zwei Dinge vereinbaren: einen „anhand von Strommarktpreisen definierten Schwellenwert, ab dem der Direktvermarktungsunternehmer die Einspeiseleistung der Anlage ferngesteuert abregelt", und die Kostentragung, falls er es nicht tut. Der Umgang mit negativen Preisstunden würde damit vom Verhandlungsthema zur gesetzlichen Pflichtklausel.

Der Ausstieg selbst steht in § 21e des Entwurfs — und er ist eine Einbahnstraße. Teilt der Betreiber mit, dass er „dauerhaft keine Förderung nach § 19 Absatz 1 Nummer 1 mehr in Anspruch nehmen wird", entfallen ab dem ersten Kalendertag des Folgejahres sowohl der Anspruch auf die Marktprämie als auch die Pflicht zum Refinanzierungsbeitrag. Der nächste Satz setzt die Grenze: „Die Mitteilung kann einmalig bis zum Ablauf des zehnten Kalenderjahres nach Inbetriebnahme der Anlage erfolgen."

Die Begründung wird noch deutlicher. Sie beschreibt den Vorgang als Möglichkeit, „einmalig aus dem Förderregime auszusteigen und die Anlage im Weiteren außerhalb des EEGs zu finanzieren", nennt als Absicherung ausdrücklich „langfristige PPAs" — und hält fest, der Betreiber übernehme dann „für den Rest der ursprünglichen Förderperiode umfassend das Erlösrisiko". Zum Rückweg heißt es: „Ein nur teilweiser Wechsel aus der Förderung ist hingegen nicht möglich. … Es kann nicht zurück in die Förderung gewechselt werden."

⚠️ Der Normtext selbst sagt „dauerhaft" und „einmalig". Das Wort „unwiderruflich" steht in § 21e nicht — es steht in der Begründung. Wer die Wirkung beschreibt, sollte die Quelle mitnennen.

Zwei Ebenen, die auseinanderzuhalten sind:


Veräußerungsform

Förderregime

Norm

§ 21b Abs. 1 S. 2, § 21c Abs. 1 S. 1

§ 21e des Entwurfs

Wechsel

monatlich, beliebig oft

einmalig

Zeitfenster

jederzeit

bis Ablauf des 10. Kalenderjahres nach Inbetriebnahme

Wirkung

zum Monatsersten

zum 1. Januar des Folgejahres

Der Grünstrom-Pfad bleibt dabei bewusst offen. Die Begründung zu § 21d hält fest, geförderte Betreiber könnten „weiterhin frei zwischen sonstiger Direktvermarktung und Direktvermarktung mit Marktprämie wechseln" und „insbesondere auch in Förderjahren weiterhin in die sonstige Direktvermarktung wechseln, um Herkunftsnachweise erhalten zu können unter gleichzeitigem Verzicht auf die Marktprämie".

Und die Absicht ist ausgeschrieben. Zur Abschöpfung heißt es in der Begründung: „Damit wird der marktlich und über langfristige Stromlieferverträge, sogenannte Power-Purchase-Agreements (PPAs), abgesicherte Ausbau gestärkt." Wenn dieser Entwurf Gesetz wird, ist der dritte Erlösweg keine Nische mehr, sondern eine vom Gesetzgeber gewollte Alternative.

Was der 17. Juli 2027 betrifft — und was nicht

Ein Datum, das in PV-Unterlagen häufig auftaucht und dabei regelmäßig falsch zugeordnet wird.

Nach Art. 19d Abs. 1 der Verordnung (EU) 2019/943 haben „direkte Preisstützungssysteme für Investitionen in neue Anlagen zur Stromerzeugung" die Form zweiseitiger Differenzverträge zu haben; die Regel gilt für Verträge, „die am oder nach dem 17. Juli 2027 geschlossen werden".

Diese Pflicht richtet sich an staatliche Förderung, nicht an private PPA. Das folgt aus dem Tatbestand — er spricht von Preisstützungssystemen — und aus der Legaldefinition: Ein zweiseitiger Differenzvertrag ist nach Art. 2 Nr. 76 ein Vertrag „zwischen einem Betreiber einer Stromerzeugungsanlage und einer Gegenpartei, in der Regel einer öffentlichen Einrichtung". Die Verordnung behandelt beides in getrennten Artikeln desselben Kapitels: PPA in Art. 19a, Differenzverträge in Art. 19d.

Der deutsche Gesetzentwurf bestätigt diese Lesart selbst. Die Begründung zu § 21d nennt den Refinanzierungsbeitrag einen „produktionsabhängigen, zweiseitigen Differenzvertrag (sog. ‚Contract for Differences', CfD)" und hält fest: „Außerdem wird mit der Einführung der Abschöpfung Artikel 19d der Strombinnenmarktverordnung … umgesetzt." Umgesetzt wird Art. 19d also im Fördersystem — nicht in privaten Lieferverträgen.

⚠️ Eine ausdrückliche Norm, die PPA vom Anwendungsbereich des Art. 19d ausnimmt, gibt es nicht. Die Abgrenzung ergibt sich aus Tatbestand, Definition und der deutschen Umsetzung. Wer sie in einem Prospekt als Zitat vorfindet, sollte nach der Fundstelle fragen.

Art. 19a geht sogar in die andere Richtung: Danach „fördern die Mitgliedstaaten die Verbreitung von Strombezugsverträgen" und stellen „in koordinierter Weise sicher, dass Instrumente wie Garantieregelungen zu Marktpreisen … vorhanden und für Kunden zugänglich sind". Der europäische Gesetzgeber will diesen Markt größer, nicht kleiner.

Was ein PPA finanzierbar macht

Ein PPA ist erst dann ein Vorteil, wenn eine Bank es als Sicherheit für die Finanzierung akzeptiert. Zwei Punkte entscheiden darüber.

Die Bonität des Abnehmers. Nach einer Auswertung der dena aus dem Jahr 2025 setzen Banken beim Offtaker ein Rating von mindestens BBB− voraus. Ein PPA-Vertrag mit einem Stromabnehmer unterhalb dieser Schwelle sichert die Erlöse formal ab und wirtschaftlich nur begrenzt.

Die Laufzeit hilft weniger, als sie aussieht. Dieselbe Auswertung hält fest, dass Banken den Merchant-Tail — also die Zeit nach dem Vertrag — ab dem elften Jahr konservativ mit rund 4,5 ct/kWh ansetzen, auch wenn ein zwanzigjähriges PPA vorliegt. Ein längerer Vertrag verbessert das Debt Sizing damit nicht automatisch.

Beides sind Angaben aus einer Verbandsveröffentlichung, keine Bankvorgabe. Sie taugen als Prüfmaßstab, nicht als Zusage.

Eine Bank sagt es konkreter. Die UmweltBank, die PV-Projekte auf PPA-Basis finanziert, veröffentlicht ihre Anforderungen. Vier davon sind für einen Investor unmittelbar prüfbar:

  • Der Stromabnehmer ist bevorzugt ein Energieversorgungs- oder Stromhandelsunternehmen mit sehr guter Bonität; als Nachweis dient „bspw. ein externes Rating im Bereich ‚Investment Grade'". Andere bonitätsstarke Großunternehmen werden auf Anfrage geprüft.

  • Das erste PPA mit fester Vergütung muss mindestens fünf Jahre laufen; bis zur vollständigen Tilgung ist danach jeweils ein Anschlussvertrag über mindestens fünf weitere Jahre abzuschließen.

  • Die Mindesteigenkapitalquote beträgt 10 Prozent, die Kreditlaufzeit reicht bis 25 Jahre.

  • Empfohlen wird pay-as-produced; Vereinbarungen über feste Mengen oder Bänder führen zu Abschlägen.

Bemerkenswert ist auch, was die Bank ausdrücklich nicht veröffentlicht: ihre eigenen Strompreisszenarien für die Zeit nach dem Vertrag. Sie erwartet stattdessen „eine Einschätzung zur Entwicklung der Strommarktpreise durch die Investor:innen". Wer in ein PPA-Projekt investiert, kann diese Annahme also nicht an die Bank delegieren. (Angaben abgerufen am 08.09.2026; die Seite trägt kein Datum. Es sind die Kriterien eines einzelnen Instituts, kein Marktstandard.)

Zum Preisniveau lässt sich weniger Belastbares sagen, als man erwarten würde, und das gehört zum Bild. Einen amtlichen Preisindex für deutsche Solar-PPA gibt es nicht — PPA sind privatrechtliche Verträge ohne Meldepflicht. Öffentlich zugänglich sind im Wesentlichen zwei Modellgrößen:

  • Der enervis PPA-Price-Tracker nennt für den Berechnungsmonat August 2026 einen Korridor von 28 bis 40 Euro je Megawattstunde für einen generischen zehnjährigen Photovoltaik-PPA in der deutschen Preiszone — einschließlich Abschlägen für die Wertigkeit des Erzeugungsprofils, für Abwicklungs- und Risikokosten sowie erwarteter Erlöse aus Herkunftsnachweisen (veröffentlicht in pv magazine Deutschland, 07.09.2026). Im Juli lag der Korridor bei 27 bis 40 Euro; die Untergrenze ist mit den gestiegenen Terminmarktpreisen leicht nachgezogen.

  • Die dena beziffert Solar-PPA in Deutschland für 2025 „indikativ nach Einschätzung der Marktoffensive" mit 35 bis 45 Euro je Megawattstunde, bezogen auf zehn Jahre in der Struktur „as produced".

Beides sind Modell- und Schätzwerte, keine gehandelten Preise, und sie sind nicht dieselbe Größe. Ich stelle sie deshalb nebeneinander und bilde daraus keinen Mittelwert und keine Zeitreihe. Zur Einordnung: Die mengengewichteten Zuschlagswerte der EEG-Ausschreibungen für Solar-Freiflächenanlagen bewegen sich seit 2024 in einer Bandbreite von 46 bis 51 Euro je Megawattstunde; der Gebotstermin vom 01.07.2026 ergab 4,79 ct/kWh im Durchschnitt (Bundesnetzagentur).

Dass es funktionieren kann, zeigen zwei dokumentierte Fälle — und sie zeigen zugleich die zwei Abnehmertypen.

Der Solarpark Halenbeck II in Nordbrandenburg mit rund 114 MWp ging am 20.08.2026 in Betrieb — ohne EEG-Förderung, refinanziert über die Direktvermarktung. Rund drei Viertel der Liefermenge nimmt Shell Energy Europe über zehn Jahre ab, weitere Abnehmer sind Finanz Informatik und Finanz Informatik Technologie Service. Auf der Abnehmerseite steht hier also überwiegend ein Energiehandelsunternehmen.

Beim Solarpark Nauen in Brandenburg ist es umgekehrt. Vattenfall und die Wieland-Gruppe, ein Hersteller von Kupferhalbzeug aus Ulm, haben dafür am 29.02.2024 ein PPA über zehn Jahre geschlossen; das Projekt hat eine Leistung von 46 Megawatt. Beide Seiten versprachen sich davon ausdrücklich „Investitionssicherheit, Preisgarantie und Risikostreuung". Das ist der Corporate-PPA-Fall: Abnehmer ist ein Industrieunternehmen, das den Strom selbst verbraucht.

Beides sind Referenzfälle, keine Maßstäbe. Ein Projekt dieser Größe mit dieser Abnehmerstruktur ist nicht die Blaupause für eine Beteiligung im einstelligen Millionenbereich.

Zwölf Fragen vor der Entscheidung

Wer ein PV-Angebot mit PPA prüft, kommt mit diesen zwölf Fragen weit. Sie sind so gestellt, dass die Antwort in den Unterlagen stehen muss.

Zum Vertrag

  1. Welche Lieferstruktur ist vereinbart — pay-as-produced, Baseload oder eine Mischform? Und wer trägt danach das Profilrisiko?

  2. Ist das PPA physisch oder virtuell? Wer führt den Bilanzkreis?

  3. Wie lang ist die Laufzeit, und was ist für die Zeit danach unterstellt? Mit welchem Merchant-Preis rechnet das Modell ab Jahr elf?

  4. Wie ist der Umgang mit negativen Preisstunden geregelt — und zwar wörtlich, nicht sinngemäß? Ist ein Abregelungs-Schwellenwert vereinbart, ab dem der Direktvermarkter herunterfährt, und wer trägt die Kosten, wenn er es nicht tut?

Zum Abnehmer

  1. Wer ist der Offtaker, und welches Rating hat er? Liegt es bei mindestens BBB−?

  2. Gibt es Sicherheiten für den Fall seines Ausfalls — Bürgschaft, Parent Guarantee, Garantieregelung?

  3. Was passiert, wenn der Abnehmer vorzeitig kündigt oder die Abnahme reduziert?

Zur Anlage und zum Recht

  1. Welcher Veräußerungsform ist die Anlage heute zugeordnet, und welcher soll sie zugeordnet werden?

  2. Werden Herkunftsnachweise mitveräußert? Wenn ja: Ist gesichert, dass für denselben Strom keine Zahlung nach § 19 EEG in Anspruch genommen wird?

  3. Wurde ein Verzicht auf die Förderung erklärt oder ist er geplant — und ist den Beteiligten bewusst, dass er nach dem Regierungsentwurf einmalig wäre?

  4. Ist die viertelstündliche Messung und Bilanzierung eingerichtet?

  5. Auf welchen Ertragsannahmen beruht die Mengenprognose, und mit welcher Wahrscheinlichkeit sind sie hinterlegt?

Die letzte Frage führt weiter, als sie klingt — wie belastbar eine Ertragsprognose ist und woran sich das erkennen lässt, steht hier: Photovoltaik-Ertragsprognose.

Für wen der dritte Weg in Betracht kommt

Eher geeignet, wenn

  • die Anlage ohnehin außerhalb des Fördersystems steht — etwa weil sie nach Angabe der dena wegen ihrer Größe kein Anrecht auf die Marktprämie hat oder in der Ausschreibung keinen Zuschlag erhalten hat;

  • ein bonitätsstarker Abnehmer verfügbar ist, der die Grünstromeigenschaft tatsächlich braucht;

  • das Investitionsvolumen groß genug ist, um Vertragsverhandlung, Bilanzkreisführung und laufende Betreuung zu tragen;

  • der Anlagenhorizont lang ist und ein zwischenzeitliches Preisrisiko getragen werden kann.

Eher nicht geeignet, wenn

  • die Anlage unter 100 Kilowatt liegt — dort ist die Einspeisevergütung der einfachere Weg;

  • Planbarkeit der Erlöse das entscheidende Motiv der Anlage ist;

  • der Abnehmer nur über eine kurze Laufzeit gebunden ist, das Modell aber zwanzig Jahre rechnet;

  • die Struktur so gebaut ist, dass der Investor das Merchant-Risiko trägt, ohne es beziffern zu können.

Und ein Fall, der wie eine Entscheidung aussieht und keine ist: Ein PPA ersetzt keine Prüfung des Projekts. Standort, Ertragsprognose, Netzanschluss und Betriebskosten entscheiden weiterhin darüber, ob die Anlage trägt. Das PPA verteilt nur das Preisrisiko neu. Wie die Prüfung eines Solarparks im Übrigen aussieht, steht hier: Solarpark kaufen.

Die Risiken auf einen Blick

  • Preisrisiko. Ohne Marktprämie trägt der Betreiber das Erlösrisiko vollständig — die Gesetzesbegründung sagt das für den Fall des Förderverzichts ausdrücklich.

  • Abnehmerausfall. Fällt der Offtaker aus, fällt die Absicherung weg. Der Strom muss dann zu Marktbedingungen vermarktet werden.

  • Profilrisiko. Bei Baseload-Strukturen kann Zukauf am Spotmarkt genau dann nötig werden, wenn der Preis hoch ist.

  • Kannibalisierung. Der Marktwert Solar kann in Sonnenmonaten weit unter den Durchschnittspreis fallen — im April 2026 auf 1,317 ct/kWh.

  • Negative Preise. Ohne vertragliche Regelung ist offen, wer die Stunden trägt, in denen der Preis unter null liegt.

  • Regulatorisches Risiko. Die EEG-Novelle 2027 ist ein Entwurf. Der geplante Förderverzicht nach § 21e wäre einmalig — eine Fehleinschätzung ließe sich nicht korrigieren.

  • Anschlussrisiko. Nach Ende der Vertragslaufzeit gilt der Marktpreis. Banken setzen dafür konservative Annahmen an.

  • Totalverlust. Unternehmerische Sachwertinvestitionen können bis zum vollständigen Verlust des eingesetzten Kapitals führen.

Häufige Fragen

Was ist ein PPA bei Photovoltaik einfach erklärt?

Ein langfristiger Stromliefervertrag zwischen dem Betreiber einer Photovoltaikanlage und einem Abnehmer. Preis, Laufzeit und Lieferstruktur werden frei vereinbart. Im Erneuerbare-Energien-Gesetz heißt dieser Weg sonstige Direktvermarktung (§ 21a EEG 2023); der Begriff PPA kommt im Gesetz nicht vor.

Welche PPA-Formen gibt es?

Drei Unterscheidungen genügen zur Einordnung: On-Site oder Off-Site, je nachdem ob der Strom über das öffentliche Netz läuft; physisch oder virtuell, je nachdem ob tatsächlich Strom oder nur eine Preisdifferenz fließt; und pay-as-produced oder Baseload, je nachdem wer das Profilrisiko trägt. Steht auf der Abnehmerseite ein Unternehmen statt eines Versorgers, spricht man zusätzlich von einem Corporate PPA.

Ab welcher Anlagengröße ist ein PPA relevant?

Der Anspruch auf Einspeisevergütung besteht nur bis 100 Kilowatt installierter Leistung (§ 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 EEG 2023). Oberhalb dieser Schwelle bleibt praktisch nur die Direktvermarktung — mit Marktprämie oder über ein PPA. In der Praxis beginnt der PPA-Markt deutlich darüber.

Kann eine geförderte Anlage ein PPA abschließen?

Nicht als Grünstrom-PPA. Herkunftsnachweise erhält nach § 79 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2023 nur, wer keine Zahlung nach § 19 oder § 50 in Anspruch nimmt; § 80 Abs. 2 sperrt die Weitergabe für geförderten Strom. Möglich bleibt eine prozentuale Aufteilung des Stroms auf zwei Veräußerungsformen (§ 21b Abs. 2).

Wie schnell lässt sich die Veräußerungsform wechseln?

Zum ersten Kalendertag eines Monats, und der Wechsel ist dem Netzbetreiber vor Beginn des vorangehenden Kalendermonats mitzuteilen (§ 21b Abs. 1 Satz 2, § 21c Abs. 1 Satz 1 EEG 2023). Praktisch ist also mit ein bis zwei Monaten Vorlauf zu rechnen.

Was ändert die geplante EEG-Novelle 2027 für PPA?

Nach dem Regierungsentwurf soll für geförderte Anlagen ab 100 Kilowatt ein Refinanzierungsbeitrag eingeführt werden (§ 21d), dem sich nur entziehen kann, wer dauerhaft auf die Förderung verzichtet (§ 21e). Dieser Verzicht wäre einmalig und nur bis zum Ablauf des zehnten Kalenderjahres nach Inbetriebnahme möglich. Der Entwurf ist kein geltendes Recht; Stand dieser Angaben ist der 08.09.2026.

Betrifft die CfD-Pflicht ab 17. Juli 2027 auch private PPA?

Nach dem Wortlaut nicht. Art. 19d der Verordnung (EU) 2019/943 verlangt die Form eines zweiseitigen Differenzvertrags für „direkte Preisstützungssysteme"; die Gegenpartei ist dort definiert als „in der Regel eine öffentliche Einrichtung" (Art. 2 Nr. 76). Private Strombezugsverträge sind in Art. 19a geregelt.

Welche Risiken sind bei einem PPA die wichtigsten?

Ausfall des Abnehmers, Profilrisiko bei Baseload-Strukturen, der Umgang mit negativen Preisstunden und der Anschlusszeitraum nach Vertragsende. Hinzu kommt das allgemeine unternehmerische Risiko einer Sachwertbeteiligung bis hin zum Totalverlust.

Stand: 08.09.2026. Dieser Beitrag dient ausschließlich der allgemeinen Information und stellt weder eine Rechts-, Steuer-, Versicherungs- noch eine Anlageberatung dar und auch keine konkrete Anlageempfehlung. Angaben zum Entwurf der EEG-Novelle 2027 beziehen sich auf den Regierungsentwurf (BR-Drucksache 470/26 vom 14.08.2026, BT-Drucksache 21/7867 vom 07.09.2026) und nicht auf geltendes Recht. Preisangaben zu PPA sind gekennzeichnete Modell- und Schätzwerte, keine gehandelten Preise. Historische Werte sind kein Indikator für künftige Entwicklungen. Unternehmerische Sachwertinvestitionen sind mit Risiken bis hin zum Totalverlust verbunden. Ob und in welcher Form eine Beteiligung in Betracht kommt, hängt von Ihrer persönlichen Situation ab und ist eine Frage des Einzelfalls.

Ihr nächster Schritt

Sie beschäftigen sich mit einem Photovoltaik-Investment, bei dem ein PPA Teil der Erlösrechnung ist, und möchten wissen, welche der zwölf Fragen oben in Ihren Unterlagen tatsächlich beantwortet sind? Dann kann ein unabhängiges Strategiegespräch ein sinnvoller erster Schritt sein.

Ich verdiene an der Beratung, nicht am Abschluss eines bestimmten Produkts. Beratung und Vermittlung sind bei mir seit 2019 getrennt.

Strategiegespräch vereinbaren. (honorarbasiert, produktunabhängig)

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Quellen

Primärquellen — Gesetz und Verordnung

Primärquellen — Marktdaten

Verbands- und Branchenquellen, als solche gekennzeichnet

Über den Autor

Marco Berardi — unabhängiger Finanzberater mit über 25 Jahren Berufserfahrung, davon über 12 Jahre in der Photovoltaik. Beratung und Vermittlung sind seit 2019 getrennt.

Erlaubnis nach § 34f GewO (alle drei Kategorien), Registrierungsnummer D-F-153-791F-20 · Erlaubnis nach § 34d GewO, Registrierungsnummer D-7MYR-IP0PJ-78.

AUTARK 360 GmbH · Spinnereistraße 3–7 · 68307 Mannheim · +49 621 46084910 · beratung@autark360.de · HRB 711061 AG Mannheim

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