PPA: Stromlieferverträge für Solarparks

Ein PPA (Power Purchase Agreement) ist ein langfristiger Stromliefervertrag zwischen dem Betreiber einer Anlage und einem Abnehmer. Für Solarparks ist er neben der EEG-Marktprämie der zweite Weg, Erlöse über viele Jahre abzusichern. Für Investoren zählt, wer der Abnehmer ist, wie lange der Vertrag läuft und wer welches Risiko trägt.

Hinweis: Dieser Artikel ist eine allgemeine Information zum Stand 13.10.2026. Er ist keine Rechtsberatung, keine Anlageberatung und keine Finanzierungsberatung. PPAs sind individuell verhandelte Verträge. Maßgeblich ist der konkrete Vertragstext.

Das Wichtigste in Kürze

• Ein PPA legt Preis, Menge und Laufzeit für den Strom einer Anlage fest, meist mit Herkunftsnachweisen (dena 2026).
• Physische PPAs liefern Strom über das Netz an den Abnehmer. Finanzielle PPAs gleichen nur die Differenz zum Marktpreis aus.
• Bei Pay-as-produced trägt der Abnehmer das Mengenrisiko, beim Baseload-PPA der Erzeuger.
• Ein Solarpark mit EEG-Zuschlag kann Marktprämie und PPA kombinieren und zum Monatsersten wechseln, mit Mitteilung vor Beginn des Vormonats (§ 21b, § 21c EEG). Herkunftsnachweise gibt es nur für Strom ohne Zahlung nach § 19 oder § 50 EEG (§ 79 Abs. 1 Nr. 1, § 80 Abs. 2 EEG).
• Banken bewerten vor allem die Bonität des Abnehmers. Nach dena ist in der Regel ein Rating des Abnehmers von mindestens BBB- nötig.

Die wichtigsten Modelle

Merkmal	Variante	Was das bedeutet
Lieferung	physisches PPA	Der Strom wird über einen Bilanzkreis an den Abnehmer geliefert. Liegen Anlage und Abnehmer nicht am selben Ort, spricht man von einem Off-Site-PPA.
	finanzielles (virtuelles) PPA	Keine Stromlieferung. Der Erzeuger verkauft an der Börse. Liegt der Marktpreis über dem Festpreis, zahlt der Erzeuger die Differenz, liegt er darunter, zahlt der Abnehmer.
Mengenprofil	Pay-as-produced	Der Abnehmer kauft die tatsächlich erzeugte Menge zu einem festen Preis je kWh und trägt das Mengenrisiko.
	Baseload	Die Menge ist vertraglich festgelegt, als Band oder als Profil. Fehlmengen kauft der Erzeuger am Markt zu.
Abnehmer	Corporate PPA	Ein Industrie- oder Gewerbeunternehmen kauft den Strom für den eigenen Verbrauch.
	Utility PPA	Ein Energieversorger oder Händler kauft den Strom.

Die Merkmale lassen sich kombinieren. Nach der dena liegen Pay-as-produced-Preise wegen der Risikoverteilung typischerweise unter Baseload-Preisen, sind aus Sicht von Banken aber das attraktivere Modell.

PPA und EEG

Ein Solarpark mit EEG-Zuschlag muss sich nicht zwischen Marktprämie und PPA entscheiden:

• Sonstige Direktvermarktung. Strom, der über ein PPA verkauft wird, ist in der Veräußerungsform sonstige Direktvermarktung (§ 21a EEG). Für diesen Strom gibt es keine Marktprämie.
• Aufteilung und Wechsel. Der Strom kann prozentual auf Marktprämie und sonstige Direktvermarktung aufgeteilt werden. Ein Wechsel ist zum ersten Kalendertag eines Monats möglich (§ 21b Abs. 1 Satz 2 EEG). Der Anlagenbetreiber muss ihn dem Netzbetreiber vor Beginn des vorangegangenen Kalendermonats mitteilen (§ 21c Abs. 1 EEG). Für einen Wechsel zum 1. März muss die Mitteilung also vor dem 1. Februar eingehen.
• Herkunftsnachweise. Das Umweltbundesamt stellt Herkunftsnachweise nur für Strom aus, für den keine Zahlung nach § 19 oder § 50 EEG in Anspruch genommen wird (§ 79 Abs. 1 Nr. 1 EEG). Für geförderten Strom dürfen keine weitergegeben werden (§ 80 Abs. 2 EEG). Wer an einen Abnehmer Grünstrom mit Nachweis liefern will, braucht für diesen Teil die sonstige Direktvermarktung.
• Rückfalloption. Fällt der Abnehmer aus oder endet das PPA, kann der Solarpark in die Marktprämie zurückwechseln. Wegen der Mitteilungsfrist nach § 21c EEG vergehen bis zum Wechsel mindestens ein und höchstens zwei Monate. Die dena beschreibt das EEG deshalb als indirekte Absicherung eines PPA.

Ausblick EEG 2027. Nach dem Regierungsentwurf (Stand 13.10.2026) soll für neue Anlagen ab 100 kW mit Zuschlag ein Refinanzierungsbeitrag gelten, wenn der Jahresmarktwert Solar über dem anzulegenden Wert liegt. Er soll auch für Strom in der sonstigen Direktvermarktung anfallen. Ein PPA mit höherem Preis würde ihn also nicht vermeiden. Möglich wäre ein einmaliger dauerhafter Verzicht auf die Marktprämie bis zum Ende des zehnten Kalenderjahres nach Inbetriebnahme (§ 21e Satz 2 des Entwurfs). Siehe EEG 2027.

Risiken und wer sie trägt

Risiko	Worum es geht	Was zu prüfen ist
Preis	Der Festpreis kann unter späteren Marktpreisen liegen oder darüber.	Preisformel, Indexierung, Preisuntergrenzen und -obergrenzen
Menge und Profil	Bei Baseload muss der Erzeuger Fehlmengen teuer zukaufen.	Liefermodell, Ausgleichsregeln, Bilanzkreisverantwortung
Abnehmer	Zahlt der Abnehmer nicht oder wird insolvent, fällt der Erlös weg. Die dena sieht Kredit-, Ausfall- und Bonitätsrisiko als zentrale Hemmnisse.	Rating, Sicherheiten, Garantien der Muttergesellschaft
Laufzeit	Die dena nennt PPAs über zehn Jahre oder mehr als strukturelles Risiko, weil die Stabilität des Abnehmers schwer abzuschätzen ist.	Laufzeit im Verhältnis zur Finanzierung, Kündigungsrechte
Negative Preise	Ob in solchen Zeiten geliefert und gezahlt wird, regelt der Vertrag.	Klausel zu Abregelung und negativen Preisen
Regulierung	Nach der dena (vPPA-Grundlagen, Stand 01/2026) sind finanzielle PPAs in der Regel Energiederivate und damit Finanzinstrumente. Das kann Erlaubnispflichten nach dem Kreditwesengesetz (KWG) auslösen, für die häufig eine Nebentätigkeitsausnahme in Betracht kommt, sowie Meldepflichten nach EMIR (VO (EU) Nr. 648/2012). Eine Meldung nach REMIT (VO (EU) Nr. 1227/2011 in der Fassung der VO (EU) 2024/1106) ist nach der dena für physische PPAs erforderlich, für finanzielle nicht. Wattvestor hat diese Einordnung nicht selbst geprüft.	aufsichtsrechtliche Prüfung vor Abschluss

Wie Banken PPAs bewerten

Die folgenden Angaben stammen aus der Analyse der dena „Risikoabsicherung für PPAs: Auswirkungen auf die Projektfinanzierung“ (Stand 02/2025). Danach belegen Banken PPA-Projekte mit höheren Risikoaufschlägen als Vorhaben mit EEG-Förderung. EEG-Anlagen profitieren vom Rating der Bundesrepublik Deutschland. Bei einem PPA hängt das Risiko dagegen an der Bonität des Abnehmers. Banken verlangen in der Regel mindestens ein Rating des Abnehmers von BBB-. Das ist ein Rating des Stromabnehmers. Die Werte von Fitch im Artikel zum Kapitaldienstdeckungsgrad beziehen sich auf das Rating eines Projekts.

Im Rechenbeispiel der dena bekommt die Bank ein PPA mit höchstens zehn Jahren Laufzeit vorgelegt, soll aber 20 Jahre finanzieren. Für die Jahre ab dem elften setzt sie 4,5 ct/kWh an, auch wenn ein PPA über 20 Jahre mit 5,8 ct/kWh vorliegt. Die Bank arbeitet mit einem Kapitaldienstdeckungsgrad von 1,05 und zwei Darlehenstranchen mit 10 und 20 Jahren Laufzeit. Für den Investor ergibt sich eine interne Rendite von 1,08 % pro Jahr über 20 Jahre. Üblich ist nach der dena ein Mindestwert von 4 %. Die dena hält eine Finanzierung auf dieser Basis für unrealistisch.

Fitch Ratings nennt für vollständig kontrahierte PV-Projekte einen Kapitaldienstdeckungsgrad von 1,20 als Richtwert für ein Projektrating von BBB-, für PV ohne feste Erlöse 1,60, jeweils im Rating Case mit Ein-Jahres-P90-Ertrag. Jahre ohne gesicherte Erlöse verlangen deshalb mehr Deckung und damit mehr Eigenkapital. Mehr zur Kennzahl im Artikel Kapitaldienstdeckungsgrad (DSCR).

Einige Länder sichern PPAs staatlich ab, darunter Norwegen, Spanien und Frankreich. Die dena regt in ihrer Analyse vom Februar 2025 ein vergleichbares Instrument für Deutschland an.

Beispielrechnung

Beispiel mit erfundenen Werten. Die Zahlen dienen nur der Erklärung. Sie sind keine Marktdaten und keine Aussage über eine konkrete Anlage. Kosten der Vermarktung, Herkunftsnachweise und negative Preise sind nicht berücksichtigt.

Ein Solarpark mit EEG-Zuschlag von 5,0 ct/kWh erzeugt 10.000 MWh im Jahr. Er kann zwischen drei Wegen wählen. Wir vergleichen drei mögliche Jahresmarktwerte.

Erlös je kWh	Jahresmarktwert 3,5 ct	Jahresmarktwert 5,0 ct	Jahresmarktwert 7,0 ct
mit Marktprämie (Markterlös plus Prämie, EEG 2023)	5,0 ct	5,0 ct	7,0 ct
Pay-as-produced-PPA mit Festpreis 5,5 ct	5,5 ct	5,5 ct	5,5 ct
ohne Förderung und ohne PPA (Merchant)	3,5 ct	5,0 ct	7,0 ct
Erlös im Jahr mit PPA	550.000 €	550.000 €	550.000 €
Erlös im Jahr mit Marktprämie	500.000 €	500.000 €	700.000 €

Zum Vergleich: Für zehnjährige PV-PPA nennt das ZSW seit Mitte 2024 Preise von knapp 5 bis knapp 6 ct/kWh. Neuere Werte für Deutschland liefert der PPA-Price-Tracker von Enervis: Für einen generischen zehnjährigen PV-PPA mit Lieferbeginn Oktober 2026 errechnete Enervis im September 2026 eine Spanne von 29 bis 42 €/MWh, also 2,9 bis 4,2 ct/kWh. Darin sind Abschläge für das Erzeugungsprofil, Abwicklungs- und Risikokosten sowie Erlöse aus Herkunftsnachweisen berücksichtigt. Der Index von LevelTen Energy weist für Solar-PPA in Europa im zweiten Quartal 2026 durchschnittlich 56,59 €/MWh aus. Das ist ein Wert für ganz Europa und kein Preis für Deutschland. Der Festpreis von 5,5 ct/kWh im Beispiel liegt damit deutlich über der Enervis-Spanne für Deutschland. Das Beispiel zeigt nur die Mechanik.

Was das heißt: Das PPA bringt in diesem Beispiel bei niedrigen und mittleren Marktpreisen mehr als die Marktprämie und bei hohen weniger. Der höhere Festpreis ist nur so viel wert wie die Zahlungsfähigkeit des Abnehmers. Fällt er aus, bleibt mit EEG-Zuschlag der Rückweg in die Marktprämie, ohne Zuschlag nur der Börsenpreis.

So rechnet Wattvestor

Die Methodik nennt für die Vergütung je kWh (K4) EEG-Zuschlag, Einspeisevergütung oder Marktwert. Ein PPA-Preis ist dort nicht eigens aufgeführt. Die Kosten der Vermarktung zählen zu den Betriebskosten je kWp (K6). Alle Kennzahlen gelten vor Steuern.

Für Ihre eigene Prüfung: Lassen Sie sich bei einem Angebot mit PPA den Vertrag zeigen, mindestens Abnehmer, Laufzeit, Preisformel und Liefermodell. Prüfen Sie, mit welchem Erlös die Planrechnung nach Ende des PPA weiterrechnet.

Häufige Fragen

Was ist ein PPA?

Ein Power Purchase Agreement ist ein langfristiger privatwirtschaftlicher Vertrag zwischen Stromerzeuger und Abnehmer über Strom, meist zusammen mit Herkunftsnachweisen, zu einem vereinbarten Preis. Er sichert beide Seiten gegen schwankende Großhandelspreise ab (dena 2026).

Was ist der Unterschied zwischen Pay-as-produced und Baseload?

Bei Pay-as-produced kauft der Abnehmer die tatsächlich erzeugte Menge und trägt das Mengenrisiko. Beim Baseload-PPA ist die Menge fest vereinbart. Fehlt Strom, muss der Erzeuger ihn am Markt zukaufen. Pay-as-produced-Preise liegen deshalb typischerweise niedriger, gelten bei Banken aber als besser finanzierbar (dena 2026).

Kann ein Solarpark mit EEG-Zuschlag ein PPA abschließen?

Ja. Der Strom wird dann in der sonstigen Direktvermarktung verkauft, für diesen Teil gibt es keine Marktprämie, dafür können Herkunftsnachweise ausgestellt werden (§ 79 Abs. 1 Nr. 1 EEG). Ein Wechsel zwischen Marktprämie und sonstiger Direktvermarktung ist zum ersten Kalendertag eines Monats möglich (§ 21b Abs. 1 Satz 2 EEG). Er muss dem Netzbetreiber vor Beginn des vorangegangenen Kalendermonats mitgeteilt werden (§ 21c Abs. 1 EEG). Auch eine prozentuale Aufteilung ist möglich (§ 21b Abs. 2 EEG).

Wie bewerten Banken ein PPA?

Entscheidend sind Bonität des Abnehmers, Laufzeit, Preisformel und Mengenrisiko. Banken verlangen nach dena in der Regel mindestens ein Rating des Abnehmers von BBB-. Weil PPAs meist höchstens zehn Jahre laufen, setzen Banken für die Jahre danach vorsichtige Annahmen an.

Was ist ein finanzielles oder virtuelles PPA?

Ein Vertrag ohne physische Stromlieferung. Der Erzeuger verkauft an der Börse, die Parteien gleichen die Differenz zwischen Marktpreis und vereinbartem Festpreis aus. Nach dena sind solche Verträge in der Regel als Finanzinstrumente einzuordnen, was Erlaubnis- und Meldepflichten auslösen kann.

Quellen

1. dena, Virtuelle PPA (vPPA): Grundlagen, Potenziale, Regulatorik, Stand 01/2026: https://www.dena.de/fileadmin/dena/Publikationen/PDFs/2026/1_vPPA-Grundlagen__Potenziale__Regulatorik.pdf, abgerufen am 13.10.2026
2. dena, Risikoabsicherung für PPAs: Auswirkungen auf die Projektfinanzierung, Analyse, Stand 02/2025: https://www.dena.de/fileadmin/dena/Publikationen/PDFs/2025/Risikoabsicherung_fuer_PPAs.pdf, abgerufen am 13.10.2026
3. dena, Was passiert, wenn der Abnehmer ausfällt?: https://www.dena.de/infocenter/power-purchase-agreements-ppa-risiken-absichern, abgerufen am 13.10.2026
4. dena, Standardvertrag PPA-Lieferband, 2024: https://www.dena.de/fileadmin/dena/Publikationen/PDFs/2024/PPA_Standardvertrag.pdf, abgerufen am 13.10.2026
5. § 21a EEG 2023: https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__21a.html, abgerufen am 13.10.2026
6. § 21b EEG 2023: https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__21b.html, abgerufen am 13.10.2026
7. § 79 EEG 2023: https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__79.html, abgerufen am 13.10.2026
8. § 80 EEG 2023: https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__80.html, abgerufen am 13.10.2026
9. Deutscher Bundestag, Drucksache 21/7867 vom 07.09.2026: https://dserver.bundestag.de/btd/21/078/2107867.pdf, abgerufen am 13.10.2026
10. § 21c EEG 2023, Verfahren für den Wechsel: https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__21c.html, abgerufen am 13.10.2026
11. Fitch Ratings, Renewable Energy Project Rating Criteria, 07.02.2023: https://assets.fitchratings.com/downloadFile?reportType=report&sfReport=false&slug=infrastructure-project-finance%2Frenewable-energy-project-rating-criteria-06-02-2023, abgerufen am 13.10.2026
12. ZSW im Auftrag des BMWK, Stromgestehungskosten von PV-Freiflächenanlagen, Oktober 2024: https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Energie/stromgestehungskosten-photovoltaikanlagen-freiflaechenanlagen.pdf?__blob=publicationFile&v=8, abgerufen am 13.10.2026
13. Enervis PPA-Price-Tracker für Photovoltaik, pv magazine vom 13.10.2026: https://www.pv-magazine.de/2026/10/13/enervis-ppa-price-tracker-fuer-photovoltaik-ppa-preise-legen-im-september-erneut-zu/, abgerufen am 13.10.2026
14. LevelTen Energy, PPA-Preisindex Europa Q2 2026, Bericht bei Intellvation vom 17.07.2026 (Sekundärquelle): https://de.intellvation.com/news/solar-ppa-prices-buck-trends-increasing-in-europe-and-falling-in-north-america-in-q2-2026/, abgerufen am 13.10.2026

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