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Power Purchase Agreements für PV-Strom: Risikoallokation, Redispatch und Kundenanlagen

Teil 2 der Reihe zu Photovoltaikanlagen:

Was Investoren, Industrie und Stadtwerke bei Power Purchase Agreements für PV-Strom beachten müssen: On-Site und Off-Site, Take-or-Pay, Verfügbarkeitsgarantien, Redispatch 2.0 und die Zuordnung der Herkunftsnachweise – mit Vergleich der drei gängigen Vertragstypen.

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Direktvermarktungsverträge: Vertragsgestaltung für Anlagenbetreiber — Zentrale Stellschrauben im Überblick

Die Direktvermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien ist mittlerweile der Regelfall für größere Photovoltaik- und Windenergieanlagen. Spätestens ab einer installierten Leistung von 100 kW werden nach dem EEG grundsätzlich starke wirtschaftliche Anreize zur Direktvermarktung gesetzt (vgl. § 21 Abs. 1 S. 1 Nr. 3 EEG 2023).

Was nach gesetzgeberischer Konzeption wirtschaftlich attraktiv erscheint, birgt jedoch erhebliche vertragliche und regulatorische Risiken.

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EEG 2027: Was der Arbeitsentwurf für Ihre Anlage bedeutet

Der Arbeitsentwurf zum EEG 2027 markiert einen grundlegenden Systemwechsel in der Förderung erneuerbarer Energien: Die feste Einspeisevergütung für Neuanlagen entfällt, die Direktvermarktung wird verpflichtend, und die Marktprämie wird als zweiseitiger Contract for Difference (CfD) mit Gewinnabschöpfungskomponente neu gestaltet. Besonders betroffen sind Anlagen unter 25 kW, die künftig keine staatliche Förderung mehr erhalten. Gleichzeitig eröffnet der Entwurf durch den möglichen Förderverzicht und den Abschluss von Power-Purchase-Agreements (PPAs) neue wirtschaftliche Gestaltungsspielräume. Der Entwurf ist noch kein geltendes Recht – wer jedoch jetzt plant und rechtlich beraten handelt, sichert sich entscheidende Vorteile für seine Anlage oder sein Investitionsvorhaben.

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