PPA für Solarparks: Stromabnahmevertrag als Rendite-Absicherung
- Jan Niklas Steg
- vor 4 Tagen
- 12 Min. Lesezeit
Wie Power Purchase Agreements funktionieren und worauf Investoren bei der Vertragsgestaltung achten müssen
Die Energiewende verändert die Vermarktung von Solarstrom grundlegend. Während in der Vergangenheit die staatliche EEG-Vergütung als alleiniger Garant für stabile Erlöse galt, rücken zunehmend marktwirtschaftliche Instrumente in den Fokus. Ein zentraler Baustein sind dabei das Power Purchase Agreements (PPA). Diese Stromabnahmeverträge bieten Investoren die Möglichkeit, sich gegen volatile Strompreise abzusichern und planbare Zahlungsströme zu generieren. Besonders für große Freiflächenanlagen und in der Post-EEG-Phase entwickeln sich PPAs zum Standard. Doch die vertragliche Bindung erfordert eine genaue Prüfung: Wer das Gegenparteirisiko unterschätzt oder die falsche Vertragsstruktur wählt, gefährdet die Wirtschaftlichkeit seines Investments. In diesem Ratgeber analysieren wir die verschiedenen PPA-Modelle und zeigen auf, worauf Investoren bei der Strukturierung achten sollten.
Ein PPA (Power Purchase Agreement) ist ein langfristiger Stromabnahmevertrag zwischen dem Betreiber eines Solarparks und einem Abnehmer (meist ein Unternehmen). Der Käufer garantiert dabei einen festen Preis für den abgenommenen Strom über eine definierte Laufzeit. Für Investoren bietet dies eine hohe Planungssicherheit und schützt vor schwankenden Strompreisen am Spotmarkt, deckelt jedoch gleichzeitig die maximale Rendite.
Inhaltsverzeichnis
Das Wichtigste zuerst:
PPAs bieten langfristige Preissicherheit, deckeln jedoch die Rendite im Vergleich zur reinen Direktvermarktung am Spotmarkt.
Für IAB-Investoren ist die Bonität des Stromabnehmers das größte Risiko bei einem PPA (Gegenparteirisiko).
Eine fehlende Netzanschlussgenehmigung kann trotz PPA zum Totalausfall führen, wenn der Vertragspartner insolvent geht.
"Pay-as-produced" PPAs sind für Solarparks der Standard, da sie das wetterbedingte Produktionsrisiko für Investoren minimieren.
Bei Bestandsanlagen ersetzt ein PPA nicht die EEG-Vergütung, sondern ergänzt diese als strategischen Baustein.
Beteiligungsformen bei Solar-Investments im Überblick
Ein Power Purchase Agreement (PPA) ist ein langfristiger Stromabnahmevertrag. Bei diesem Modell garantiert ein Käufer - in der Regel ein größeres Industrieunternehmen oder ein Energieversorger - einen festen Preis für den produzierten Strom über eine längere Laufzeit. Für Anlagen ohne EEG-Vergütung, die nicht ausschließlich in der Direktvermarktung agieren wollen, stellt der PPA das Mittel der Wahl dar. Auch in der Post-EEG-Zeit spielt dieses Instrument eine zentrale Rolle, um die Wirtschaftlichkeit der Anlage weiterhin zu gewährleisten. Die Vertragslaufzeiten bewegen sich in der Praxis meist zwischen 5 und 15 Jahren, was Investoren eine kalkulierbare Einnahmequelle sichert.
Schon heute dient der PPA häufig als Ergänzung zur klassischen EEG-Vergütung und der Direktvermarktung. Der Markt für diese Verträge wächst stetig. Der Grund dafür liegt auf der Abnehmerseite: Immer mehr Unternehmen benötigen Grünstrom-Zertifikate, um ihre ESG-Kriterien (Environmental, Social, Governance) und CSR-Richtlinien (Corporate Social Responsibility) zu erfüllen. Durch den direkten Bezug von Solarstrom sichern sich diese Unternehmen nicht nur langfristig gegen steigende Energiekosten ab, sondern verbessern auch gezielt ihre Klimabilanz. Davon profitieren jedoch nicht nur die Unternehmen selbst - auch für großflächige Freiflächenanlagen sind PPAs von zentraler Bedeutung, da sie die Finanzierbarkeit durch Banken (Bankability) maßgeblich unterstützen und damit eine wesentliche Voraussetzung für die Projektumsetzung darstellen. Laut Fraunhofer ISE gewinnt die direkte vertragliche Kopplung von Erzeuger und Verbraucher zunehmend an Bedeutung.
Für Investoren liegt der zentrale Anreiz in der Preisgestaltung der PPAs: Während die Einspeisevergütung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) gesetzlich fixiert ist, bietet ein PPA Raum für individuelle Preismodelle. Hierbei wird oft ein Festpreis vereinbart, der oberhalb der Grenzkosten der Erzeugung liegt. In Zeiten volatiler Strommärkte schützt dies vor negativen Preisen an der Börse, die durch das Solarspitzengesetz 2025 und die damit verbundene 15-Minuten-Regel bei Neuanlagen an Relevanz gewinnen. Ein PPA fungiert somit als wirksames Instrument zum Risikomanagement, wie wir in unserem Ratgeber zur Photovoltaik als Geldanlage erläutern.
Die Relevanz von PPAs ergibt sich aus folgenden Faktoren:
Planungssicherheit: Durch festgeschriebene Abnahmepreise lassen sich Cashflow-Modelle sowohl auf Unternehmens- als Investorenseite präzise berechnen.
Unabhängigkeit: Investoren machen sich unabhängiger von politischen Entscheidungen.
Finanzierungsvorteil: Banken bewerten Projekte mit langfristigen Abnahmeverträgen oft mit besseren Konditionen.
In PV-Parks mit PPA-Vermarktung investieren
Sunpeak Capital vermarktet unter anderem Projekte von Entwicklern, die für den Stromverkauf mithilfe von PPAs konzipiert wurden.
Unterschiedliche PPA Typen
In der Praxis haben sich zwei Grundformen von PPAs etabliert, die das Risiko unterschiedlich zwischen Erzeuger und Abnehmer verteilen. Die Wahl des Modells hat unmittelbare Auswirkungen auf die Kalkulationssicherheit und das operative Risiko des Investments. Investoren sollten daher genau prüfen, welche Vertragsgestaltung der Projektentwicklung zugrunde liegt.
Baseload PPAs
Zum einen gibt es feste PPAs, auch als Baseload PPAs bekannt. Bei diesem Modell nimmt der Käufer eine fest definierte Menge Strom zu einem vereinbarten Preis ab. Abnehmer bevorzugen diese Variante häufig, da sie ihnen eine maximale Planungssicherheit bietet und sie ihren gesamten Energiebedarf exakt kalkulieren können. Für den Betreiber eines Solarparks birgt dies jedoch das Risiko, bei schlechtem Wetter die zugesicherte Menge nicht liefern zu können. In einem solchen Fall muss der Betreiber den fehlenden Strom teuer am Spotmarkt einkaufen, um seine Lieferverpflichtung gegenüber dem Vertragspartner zu erfüllen. Dieses Profilrisiko kann die Rendite empfindlich schmälern, weshalb wir in der Praxis bei reinen Photovoltaik-Investments ohne großflächige Speicherlösungen oder Bilanzkreismodelle eher selten zu dieser Form raten.
Pay-As-Produced PPAs
Zum anderen existieren sogenannte Pay-As-Produced PPAs. Hierbei trägt der Käufer das Produktionsrisiko. Er nimmt genau den Strom ab, der tatsächlich von der PV-Anlage erzeugt wird. Produziert die Anlage wetterbedingt weniger Strom, muss der Käufer die Differenz zu seinem Bedarf anderweitig beschaffen. Für Solarparks ist dies die deutlich relevantere PPA-Form. Da die Stromerzeugung naturgemäß von der Sonneneinstrahlung abhängt, minimiert dieses Modell das Ausfallrisiko für Sie erheblich. Investoren erhalten eine Vergütung für jede produzierte Kilowattstunde, ohne für wetterbedingte Prognoseabweichungen finanziell haften zu müssen.
Zusätzlich gewinnen finanzielle PPAs (virtuelle PPAs) an Bedeutung. Hierbei findet kein physischer Stromfluss zwischen Anlage und Abnehmer statt. Stattdessen wird ein finanzieller Ausgleichsmechanismus vereinbart, der als Absicherung gegen schwankende Marktpreise fungiert. Da die Strukturierung solcher Verträge komplex ist, wird das Thema in der Regel über einen erfahrenen Direktvermarkter abgewickelt. Dieser übernimmt die Rolle des Bilanzkreisverantwortlichen und stellt sicher, dass die Einspeisung gesetzeskonform erfolgt. Er verfügt über das nötige Marktwissen, um PPAs abzuschließen, die sowohl für Sie sicher als auch für das abnehmende Unternehmen attraktiv sind. In der Praxis zeigt sich, dass eine professionelle Direktvermarktung die langfristige Stabilität der Cashflows entscheidend verbessert.
PPA-Typen für Solarpark-Investoren
Neben der Unterscheidung nach Liefermenge lassen sich PPAs auch nach ihrer physischen und vertraglichen Abwicklung klassifizieren. Für Investoren ist es wichtig, die Vor- und Nachteile der drei gängigsten Modelle zu kennen.
Jedes dieser Modelle hat seine Berechtigung. In der Praxis sehen wir bei professionell strukturierten Projekten häufig Sleeved PPAs, da sie den administrativen Aufwand für Investoren minimieren und die professionelle Abwicklung durch den Direktvermarkter sicherstellen.
Bei der Auswahl des passenden Modells spielt die individuelle Strategie eine entscheidende Rolle: Ein Physical PPA bietet die höchste Transparenz, da der Stromfluss und die Vergütung direkt gekoppelt sind. In der Praxis wird zwischen On-site-Lösungen mit Direktleitung und Off-site-Modellen unter Nutzung des öffentlichen Netzes unterschieden. Während On-site-Modelle Netzentgelte einsparen, erfordern sie eine räumliche Nähe zum Abnehmer, was bei großen Freiflächenanlagen oft schwer zu realisieren ist.
Ein Virtual PPA fungiert primär als Absicherungsinstrument gegen Preisschwankungen am Strommarkt. Hierbei wird ein Basispreis vereinbart. Liegt der Börsenpreis unter diesem Wert, gleicht der Käufer die Differenz aus. Übersteigt der Marktpreis den vereinbarten Wert, zahlen Investoren den Mehrerlös an den Käufer zurück. Dieses Modell ist bei institutionellen Anlegern beliebt, da es eine hohe Planungssicherheit für die Finanzierung bietet, ohne dass eine physische Lieferinfrastruktur erforderlich ist.
Für Investoren, die in Photovoltaik als Geldanlage investieren, hat sich ein Sleeved PPA als Standard etabliert. Ein Energieversorger oder Direktvermarkter fungiert hier als Bindeglied und übernimmt gegen eine Gebühr die Integration des Solarstroms. In der Praxis zeigt sich, dass diese Struktur das operative Risiko für Investoren senkt, da die Verantwortung für das Bilanzkreismanagement beim Intermediär liegt. Die Wahl des PPA-Typs beeinflusst zudem die Finanzierbarkeit eines Projekts. Finanzierende Institute bevorzugen langfristige Verträge mit bonitätsstarken Abnehmern, um die Kapitaldienstfähigkeit sicherzustellen. Investoren sollten daher prüfen, welches Modell die optimale Balance zwischen Ertrag und Risiko bietet.
PPA vs. EEG-Vergütung vs. Direktvermarktung
PPAs bieten Planungssicherheit - diese hat jedoch ihren Preis: Wer einen fixen Abnahmepreis einloggt, verzichtet auf die Upside-Potenziale des Spotmarkts. Gerade bei sehr langen Laufzeiten besteht das Risiko, dass der vereinbarte PPA-Preis dauerhaft unter dem liegt, was in der freien Direktvermarktung erzielbar gewesen wäre. Aus diesem Grund werden in der Praxis typischerweise eher kurze PPAs mit Laufzeiten von ein bis zwei Jahren abgeschlossen - lang genug, um Planungssicherheit zu schaffen, kurz genug, um flexibel auf Marktveränderungen reagieren zu können.
Meistens stellt sich die Situation wie folgt dar: In den ersten 20 Jahren, während die EEG-Vergütung noch greift, nutzen Betreiber einen Mix. Die EEG-Vergütung dient als Downside Protection (Absicherung nach unten), während der Strom regulär in der Direktvermarktung veräußert wird. Nach Ablauf der 20 Jahre fällt die Anlage vollständig in die Direktvermarktung, beziehungsweise es werden dann gezielt PPAs abgeschlossen, um die Erlöse zu sichern. Dabei ist zu beachten, dass das Solarspitzengesetz 2025 für Neuanlagen eine 15-Minuten-Regel einführt. Diese Regelung sieht vor, dass bei negativen Börsenpreisen die Vergütung zeitnah ausgesetzt wird. Investoren sollten daher darauf achten, dass der Betriebsführer die Anlage technisch so steuert, dass Ertragsausfälle durch eine intelligente Abregelung minimiert werden. Dies stellt sicher, dass die Wirtschaftlichkeit auch bei volatilen Marktphasen erhalten bleibt.
Der wesentliche Unterschied liegt in der Risikoverteilung. Während bei der EEG-Vergütung der Staat als Garant auftritt, hängt die Sicherheit eines PPA von der Bonität des Vertragspartners ab. Dieses sogenannte Gegenparteirisiko müssen Investoren sorgfältig prüfen, bevor sie einen PPA abschließen.
In der Direktvermarktung hingegen tragen Investoren das volle Marktpreisrisiko, profitieren aber unmittelbar von Preisspitzen an der Börse. Empfohlen wird Investoren folgende strategische Punkte zu berücksichtigen:
Finanzierungsrelevanz: Investoren sollten prüfen, ob die finanzierende Bank einen festen Abnahmevertrag (PPA) oder die staatliche EEG-Absicherung als primäre Sicherheit bevorzugt.
Laufzeitstrategie: Kurze PPA-Laufzeiten ermöglichen es, regelmäßig neu zu verhandeln und von Marktentwicklungen zu profitieren. Lange Laufzeiten hingegen bieten zwar maximale Planungssicherheit, gehen aber mit deutlichen Preisabschlägen einher - Abnehmer kalkulieren das Marktpreisrisiko, das sie übernehmen, entsprechend ein. In der Praxis bedeutet das: Je länger die Laufzeit, desto größer ist der Abstand zum erzielbaren Spotmarktpreis.
Marktentwicklung: Die zunehmende Volatilität an den Strommärkten macht hybride Modelle, die PPA-Elemente und die freie Direktvermarktung kombinieren, für professionelle Anleger immer attraktiver.
Relevanz für Freiflächen-Investoren
Für Investoren, die beispielsweise ein Standard-Investitionsvolumen von 400.000 Euro in eine Freiflächenanlage investieren, um den Investitionsabzugsbetrag (IAB) von maximal 200.000 Euro zu nutzen. Bei einem kombinierten Grenzsteuersatz von 44,31 Prozent (inklusive Solidaritätszuschlag) ist die steuerliche Wirkung des IAB ein zentraler Renditetreiber. Allerdings genehmigt das Finanzamt den IAB nur, wenn auch über die Laufzeit von mindestens 20 Jahren eine Totalgewinnerzielungsabsicht zu erkennen ist. Demnach spielt die Vergütung des PV-Stroms auch hier eine Rolle: PPAs können eine gute Möglichkeit sein, diese Totalgewinnerzielungsprognose glaubhaft nachzuweisen.
Große Solarparks ab einer Größe von 5 bis 10 MW erzielen in der Regel bessere PPA-Konditionen. Der Grund ist einfach: Sie produzieren mehr Strom, und ein Unternehmen kann dort seinen Bedarf einfacher einkaufen, als wenn es mit vielen kleinen Stakeholdern kommunizieren muss. Für einzelne Investoren wird dies meist über die Projektgesellschaft oder den Direktvermarkter gebündelt. In der Praxis zeigt sich, dass diese Bündelung entscheidend ist, um auch bei kleineren Tranchen professionelle Abnahmeverträge zu realisieren, die über die reine Marktprämie hinausgehen.
Eine Kombination ist ebenfalls möglich: Ein Teil der Produktion wird über einen PPA abgesichert, der Rest über den Spotmarkt verkauft. Diese Kombination lohnt sich jedoch meistens erst dann richtig, wenn keine EEG-Vergütung mehr vorhanden ist. Einige Projektentwickler haben sich im Markt darauf spezialisiert, den Strom von IAB-Investoren im Rahmen eines PPA-Modells zu vermarkten. Sie überspringen dabei die klassische Kette aus Direktvermarkter und Energieversorger und können dadurch eine höhere Marge erzielen.
Mit Sunpeak Capital das Potenzial von PPAs einordnen
Gemeinsam mit Ihnen evaluieren wir, ob ein PV-Projekt mit PPA eine sinnvolle Option für die Auflösung Ihres IABs darstellt.
Worauf muss man bei PPA-Verträgen achten?
Bei der Prüfung von PPA-Verträgen müssen Investoren verschiedene Risiken im Blick behalten. Das zentrale Element ist die Bonität des Abnehmers (Gegenparteirisiko). Fällt der Käufer aus, muss der Strom kurzfristig anderweitig vermarktet werden. Daher empfiehlt es sich, die finanzielle Stabilität des Vertragspartners vorab genau zu analysieren.
Zudem müssen Laufzeit und Preisgleitklauseln verstanden werden. Ein fester Preis über 10 bis 15 Jahre kann bei stark steigender Inflation zu einem realen Wertverlust der Erlöse führen. Hier bieten Indexierungen, bei denen der Preis teilweise an die Marktentwicklung gekoppelt ist, einen gewissen Schutz. Auch das Mengenrisiko muss klar geregelt sein: Was passiert, wenn die Anlage wetterbedingt weniger produziert als vereinbart? Wie bereits erwähnt, sind Pay-As-Produced-Modelle hier die sicherste Wahl für Solarparks, da der Abnehmer genau die Menge vergütet, die tatsächlich erzeugt wird.
Investoren sollten bei der Vertragsgestaltung zudem auf folgende Punkte achten:
Bilanzkreismanagement: Es muss eindeutig geklärt sein, wer die Kosten für die Prognosegüte und die Ausgleichsenergie trägt. In der Regel übernimmt der Abnehmer diese Verantwortung gegen eine Gebühr.
Produktionsgleichgewicht: Bei der Auswahl des PPA-Partners sollte darauf geachtet werden, dass der Abnehmer einen tageszeitlichen Verbrauchsschwerpunkt aufweist - also primär dann Energie benötigt, wenn die Sonne scheint. Nur so lässt sich der erzeugte Solarstrom ohne Umwege direkt liefern, was die Effizienz des Vertrags maximiert und Verluste durch Zwischenspeicherung oder Netzeinspeisung minimiert.
Laufzeitmanagement: Bei der Wahl der PPA-Laufzeit gilt es, die Balance zwischen Planungssicherheit und Flexibilität zu wahren. Zu lange Bindungen schreiben den Erlös auf einem Niveau fest, das dauerhaft unter dem Direktvermarktungspreis liegen kann - und nehmen dem Investor damit die Möglichkeit, von steigenden Strompreisen zu profitieren. Kurze Laufzeiten von ein bis zwei Jahren haben sich daher als praxistauglich erwiesen, da sie regelmäßige Neuverhandlungen ermöglichen und das Upside-Potenzial langfristig erhalten.
Ein kritischer Punkt, den wir in der Praxis immer wieder beobachten: Es ist entscheidend, dass die Anlage über eine reguläre Netzanschlussgenehmigung verfügt. In der Vergangenheit wurden PV-Anlagen als IAB-Investment vermarktet, die auf dem Papier einen sehr attraktiven PPA-Vertrag aufwiesen. Bei näherem Hinschauen zeigte sich jedoch, dass die dahinterstehende Firma nicht sehr solvent war und die Anlage keine Netzanschlussgenehmigung besaß. Wenn in einem solchen Fall der PPA nicht mehr greift - etwa durch Insolvenz der Firma oder Aufhebung des Vertrags - können Investoren den Strom nicht ins öffentliche Netz einspeisen. Investoren stehen dann vor einem finanziellen Totalausfall.
Achten Sie daher immer darauf, dass die Direktvermarktung über das öffentliche Netz als Fallback-Option technisch und rechtlich gesichert ist. Weitere Details zur steuerlichen Strukturierung finden Investoren in unserem Ratgeber zum Investitionsabzugsbetrag.
Fazit: PPA als strategischer Baustein der Stromvermarktung
Power Purchase Agreements können eine sehr sinnvolle Ergänzung in der Stromvermarktung sein, insbesondere in der Post-EEG-Phase oder bei sehr großen Freiflächenanlagen.
Aktuell dienen sie bei Neuanlagen primär als Ergänzung zur bewährten Kombination aus EEG-Vergütung und Direktvermarktung. In einem Marktumfeld, das durch das Solarspitzengesetz 2025 und die damit verbundene 15-Minuten-Regelung bei Neuanlagen volatiler wird, bieten PPAs eine zusätzliche Kalkulationsgrundlage. Investoren sichern sich durch diese Verträge gegen sinkende Börsenstrompreise ab, während sie gleichzeitig von der gesetzlichen Absicherung des EEG profitieren können.
Für Investoren ist es wichtig, sich nicht von einem vermeintlich hochattraktiven PPA blenden zu lassen. Ein solcher Vertrag ist immer nur so gut wie der Abnehmer, der dahintersteht. Die Bonität der Gegenpartei ist das zentrale Risiko, und die erkaufte Planungssicherheit kostet in der Regel einen Teil der potenziellen Rendite. Zudem muss zwingend ein regulärer Netzanschluss vorhanden sein, um bei einem Ausfall des PPA-Partners nicht vor einem Totalverlust zu stehen. In der Praxis zeigt sich, dass professionelle Projektentwickler vermehrt auf hybride Modelle setzen. Hierbei wird ein Teil der Energie über feste PPA-Preise vermarktet, während der Rest über die gleitende Marktprämie abgerechnet wird. Dies optimiert den Cashflow und stabilisiert die Renditeerwartung über die gesamte Laufzeit von 20 Jahren, unabhängig von kurzfristigen Marktschwankungen.
Für eine fundierte Bewertung sollten Investoren folgende Kriterien im Blick behalten:
Vertragslaufzeit: Üblich sind Zeiträume zwischen 1 und 3 Jahren, Da ansonsten der Preis im Vergleich zu den erwarteten Erlösungen direkt vom Markt zu gering ist.
Preismechanismus: Es erfolgt eine Unterscheidung zwischen Fixed-Price-PPAs und Pay-as-produced-Modellen zur fairen Risikoverteilung zwischen Erzeuger und Abnehmer.
Abnahmegarantie: Die Sicherstellung, dass der Partner auch bei negativen Strompreisen zur Abnahme oder entsprechenden Entschädigungszahlungen verpflichtet bleibt, ist entscheidend für die Kalkulation.
Professionelle Vermittler achten bei der Projektvermarktung darauf, dass die Projektentwickler mit erfahrenen Direktvermarktern zusammenarbeiten, die ebenfalls eine Expertise im PPA-Bereich mitbringen.
Für Investoren, die gezielt an PPA-Modellen interessiert sind, bietet Sunpeak Capital Projekte an, bei denen die Stromvermarktung primär auf langfristigen Abnahmeverträgen basiert.
Dabei berücksichtigen wir die steuerlichen Rahmenbedingungen, wie Sonderabschreibungen oder die gezielte Nutzung des Investitionsabzugsbetrags (IAB) von bis zu 200.000 Euro, um die Gesamtrendite zu maximieren.
FAQ
Was ist ein PPA für Solarstrom?
Ein Power Purchase Agreement (PPA) ist ein langfristiger Stromabnahmevertrag. Ein Käufer garantiert dabei einen festen Preis für mehrere Jahre. Es gibt unterschiedliche PPAs (physisch, virtual, sleeved) und zudem den Unterschied zwischen festen Liefermengen und Pay-As-Produced, was bei Photovoltaik meistens häufiger ist.
Lohnt sich ein PPA für Solarpark-Investoren?
Als Absicherung gegen das Strompreis-Risiko lohnt sich ein PPA durchaus. Investoren müssen jedoch beachten, dass der Preis vertraglich gedeckelt ist. Man hat dadurch weniger Upside-Potenzial als bei der reinen Vermarktung am Spotmarkt, erkauft sich aber wertvolle Planungssicherheit.
Ab welcher Größe ist ein PPA möglich?
Typischerweise werden PPAs ab einer Anlagengröße von 5 bis 10 MW abgeschlossen. Unternehmen möchten idealerweise 100 % ihres Stroms von wenigen Anbietern beziehen. Für einzelne Investoren werden dies über die Projektgesellschaft oder den Direktvermarkter gebündelt organisiert.
Was passiert mit dem PPA bei Anbieter-Insolvenz?
Der PPA-Vertrag ist an die Anlage gebunden, nicht an den Vermittler oder Projektentwickler. Bei einer Insolvenz des Abnehmers greift das Gegenparteirisiko. Daher ist es entscheidend, die Bonität vorab zu prüfen und immer darauf zu achten, dass die reguläre Direktvermarktung über das Netz grundsätzlich möglich ist.
Ersetzt ein PPA die EEG-Vergütung?
Bei Bestandsanlagen ersetzt ein PPA die EEG-Vergütung nicht, sondern ergänzt diese. In der Post-EEG-Phase, also nach Ablauf der 20-jährigen Förderdauer, wird der PPA jedoch zu einer hochrelevanten Möglichkeit, um die Anlage weiterhin wirtschaftlich zu betreiben.
Wie lange läuft ein typischer PPA?
Ein typischer PPA läuft zwischen 1 und 3 Jahren, je nach Vertragsgestaltung. Längere Laufzeiten bieten eine bessere Planungssicherheit, gehen aber meist mit einem geringeren Abnahmepreis einher, da Sicherheit am Markt ihren Preis hat.
Über den Autor
Jan Niklas Steg ist Geschäftsführer von Sunpeak Capital in Berlin. Das Unternehmen strukturiert IAB-Investments für Privatpersonen im Bereich Photovoltaik und Batteriespeicher und begleitet deren Umsetzung ganzheitlich. Seine Expertise in den Erneuerbaren Energien baute er während seines MBA-Studiums an der WHU auf, unter anderem bei einem US-amerikanischen Investmentfonds für Renewable-Energy-Projekte. Anschließend verantwortete er als erster Mitarbeiter eines schwedischen PV-Finanzierers den Aufbau des deutschen Marktes. Bei Sunpeak Capital kümmert er sich um die strategische Ausrichtung des Unternehmens, die Strukturierung neuer Investmentprodukte sowie die Begleitung von Investoren bei der Auflösung ihres IABs.
