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

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

Ein PPA ist kein Kaufvertrag mit langer Laufzeit – es ist ein Risikoallokationsinstrument. Wer ein Power Purchase Agreement verhandelt, verhandelt Strompreis-, Mengen- und Regulierungsrisiken über bis zu zwanzig Jahre.

Beitragsreihe „Photovoltaik-Investments"  ·  Teil 2 von 5. In Teil 1 haben wir die EEG-Ausschreibungssystematik behandelt. Es folgen das künftige Vergütungsregime, Pacht- und Nutzungsverträge sowie M&A bei PV-Portfolios. Im Anschluss erscheint ein konsolidierendes Whitepaper für Investoren, Industrie und Stadtwerke.

Auf einen Blick

• PPA sind das zentrale Vermarktungsinstrument für PV-Strom außerhalb der EEG-Förderung.
• Die Wahl zwischen On-Site- und Off-Site-Modell ist eine grundlegende strukturelle Weichenstellung mit regulatorischen Folgen.
• Die Risikoallokation – Mengenrisiko, Preisrisiko, Curtailment – ist das wirtschaftliche Herzstück jedes Vertrags.
• Redispatch 2.0 und die Behandlung des Ausfallarbeitsausgleichs müssen ausdrücklich geregelt werden.
• Die Zuordnung der Herkunftsnachweise ist für viele Industrieabnehmer die eigentliche Leistung.

Vom Förderregime zum Marktinstrument

Mit zunehmender Anlagengröße, sinkenden Förderhöhen und industrieller Nachfrage nach grünem Strom haben sich Power Purchase Agreements (PPA) vom Nischenprodukt zum Kerninstrument der PV-Vermarktung entwickelt. Industrieunternehmen sichern langfristige Strompreise, Investoren stabilisieren Cashflows außerhalb der gesetzlichen Marktprämie, und Stadtwerke positionieren sich als Anbieter physischer und bilanzieller Stromlieferung.

Mit dieser Verlagerung verschiebt sich die Risikoverteilung – und zwar erheblich. Die Laufzeiten reichen typischerweise von zehn bis zwanzig Jahren; die Verträge sind hochindividuell. Standardisierte Muster decken nur Grundstrukturen ab.

On-Site und Off-Site: Zwei grundverschiedene Vertragstypen

Die zentrale strukturelle Weichenstellung ist die Wahl zwischen On-Site- und Off-Site-Modell.

On-Site-PPA

Ein On-Site-PPA liefert Strom unmittelbar vom Erzeuger an einen räumlich verbundenen Letztverbraucher, typischerweise ohne Nutzung des öffentlichen Netzes. Die Vertragsstruktur ist vermeintlich einfach, regulatorisch jedoch anspruchsvoll. Zwei Themenkreise rücken in den Vordergrund:

• Kundenanlagenproblematik: Die Auslegung des Kundenanlagenbegriffs nach § 3 Nr. 24a EnWG durch BGH und EuGH hat erhebliche Auswirkungen auf die Einordnung der Lieferbeziehung. Ein vermeintliches On-Site-Modell kann sich als regulierter Netzbetrieb erweisen – mit weitreichenden Folgen für Netzentgelte, Konzessionsabgaben und Messstellenbetrieb.
• Stromsteuerliche Behandlung: § 9 StromStG sieht für eigen- und direkterzeugten Strom Befreiungs- und Erlaubnistatbestände vor, deren Voraussetzungen streng formal geprüft werden.

Off-Site-PPA

Ein Off-Site-PPA ist demgegenüber eine bilanzielle Stromlieferung über das öffentliche Netz; physisch fließt der Strom nicht zwingend zwischen den Vertragspartnern. Hier dominieren Themen wie Bilanzkreismanagement, Herkunftsnachweise und die Behandlung von Redispatch-Maßnahmen.

Take-or-Pay und Verfügbarkeitsgarantien: Wer trägt welches Risiko?

Das wirtschaftliche Herzstück eines PPA ist die Risikoverteilung zwischen Erzeuger und Abnehmer. Drei Vertragstypen dominieren die Praxis:

Vertragstyp	Risikoträger	Praxisrelevanz
Pay-as-Produced	Abnehmer trägt das Mengenrisiko	Bezahlt wird, was erzeugt wird. Refinanzierungssicher für den Erzeuger.
Baseload / Fixed Volume	Erzeuger trägt das Mengenrisiko	Fixe Liefermengen unabhängig von der Erzeugung. Häufig in Verbindung mit Speicher oder Portfolio.
Pay-as-Forecasted	Beide tragen Anteile	Bezahlt wird die Prognosemenge; Abweichungen werden separat abgerechnet.

Take-or-Pay-Klauseln im klassischen Sinn finden sich in PPA für PV-Anlagen seltener als im Gaslieferungsrecht. Dafür sind Verfügbarkeitsgarantien des Erzeugers weit verbreitet. Diese verlagern das Erzeugungsrisiko auf den Anlagenbetreiber und sind sorgfältig zu kalibrieren: Eine zu eng gefasste Verfügbarkeitsgarantie verschiebt das Wetterrisiko unangemessen zulasten des Erzeugers.

Redispatch 2.0 und seine vertraglichen Folgen

Mit Redispatch 2.0 sind auch Erzeugungsanlagen ab 100 kW in die Steuerungssystematik der Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber einbezogen. Bei Abregelung steht dem Anlagenbetreiber ein Ausfallarbeitsausgleich zu. Vertraglich relevant ist die Frage, wer im PPA-Verhältnis von diesem Ausgleich profitiert:

• Bei Pay-as-Produced-Verträgen erhält der Abnehmer den Strom wirtschaftlich nicht; der Ausfallarbeitsausgleich kompensiert die nicht eingegangenen Erlöse. Eine Weiterleitung an den Abnehmer wäre eine doppelte Vergütung.
• Bei Baseload-Verträgen steht der Abnehmer wirtschaftlich so, als wäre der Strom geliefert worden; der Erzeuger muss am Spotmarkt ersatzweise einkaufen. Der Ausfallarbeitsausgleich verbleibt sinnvoll beim Erzeuger zur Kompensation der Ersatzbeschaffung.
• In jedem Fall ist die Behandlung im Vertrag explizit zu regeln. Schweigende Klauseln führen regelmäßig zu Auseinandersetzungen.

Sicherheiten, Haftung und Versorgungsstörung

PPA sind Langfristverträge mit erheblichen Volumina. Die Sicherheitenarchitektur entscheidet, ob das Vertragsmodell auch in Krisensituationen trägt:

• Bankbürgschaften, Konzernbürgschaften und Parent Company Guarantees auf Abnehmerseite – verbreitet, aber nicht immer durchsetzbar.
• Step-in-Rights zugunsten finanzierender Banken sichern den Vertragseintritt im Krisenfall.
• Haftungsbegrenzungen für Versorgungsstörungen und Lieferunterbrechungen.
• Preisanpassungs- und Indexierungsklauseln, die regulatorische Eingriffe – etwa Erlösabschöpfungen – und Inflationsentwicklungen abbilden.

Beobachtung aus der Beratungspraxis

In der Verhandlung von PPA liegen erfahrungsgemäß drei Fragen früh auf dem Tisch – und sind dennoch oft nicht eindeutig beantwortet: Liegt ein On-Site- oder Off-Site-Modell vor? Wer trägt das Curtailment-Risiko? Und wem gehören die Herkunftsnachweise? Wer diese Punkte vor Vertragsschluss klärt, vermeidet die typischen Streitkonstellationen der Vertragsdurchführung.

Herkunftsnachweise: Für viele Abnehmer die eigentliche Leistung

Für viele Industrieabnehmer ist nicht der Strom selbst entscheidend, sondern dessen Eigenschaft als nachweislich erneuerbar. Herkunftsnachweise sind getrennt vom physischen Strom handelbar; ihre vertragliche Zuordnung im PPA muss eindeutig sein.

Ohne ausdrückliche Regelung droht der Streit, ob die Nachweise beim Erzeuger verbleiben oder mit der Stromlieferung übergehen. Für die Erstellung von Treibhausgasbilanzen nach anerkannten Standards ist die Zuordnung essenziell.

Fazit

Ein PPA ist kein standardisierbares Vertragsformular, sondern ein hochindividuelles Risikomanagement-Instrument. Investoren, Industrie und Stadtwerke sollten die Vertragsarchitektur an drei Leitfragen ausrichten: Welche Lieferform liegt vor? Wer trägt Mengen-, Preis- und Regulierungsrisiken? Welche Sicherheiten sichern die Erfüllung über die gesamte Laufzeit? Mustervorlagen aus dem Wind- oder Gasbereich sind dabei nicht uneingeschränkt übertragbar.

Rechtliche Begleitung bei PPA

Wir beraten Erzeuger, industrielle Abnehmer und Stadtwerke bei der Gestaltung und Verhandlung von On-Site- und Off-Site-PPA, der Risikoallokation und der Sicherheitenarchitektur. Kontakt aufnehmen

Stein Rechtsanwaltsgesellschaft mbH  ·  Spezialisiert auf Energierecht, Regulierungsrecht und die Begleitung von Industrie- und Infrastrukturprojekten. Mehr Beiträge unter energieundrecht.com.

Dieser Beitrag dient der allgemeinen Information und stellt keine Rechtsberatung im Einzelfall dar. Die rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen des PV-Sektors unterliegen einer hohen Dynamik; maßgeblich ist die jeweils aktuelle Rechtslage.