Corporate PPAs in Deutschland: Strukturen, Herkunftsnachweise und Risikoverteilung

Was Corporate PPAs sind

Ein Power Purchase Agreement (PPA) ist ein langfristiger Vertrag über den Bezug von Strom, typischerweise aus einer bestimmten Anlage zur Erzeugung erneuerbarer Energien. Corporate PPAs werden zwischen einem Erzeuger – dem Betreiber eines Wind- oder Solarparks – und einem Unternehmen als Abnehmer geschlossen, etwa einem Industrieunternehmen, einem Rechenzentrumsbetreiber oder einem Einzelhändler, oder unter Einschaltung eines Energieversorgers als Intermediär. Sie laufen in der Regel fünf bis fünfzehn Jahre, teilweise länger, und verschaffen dem Erzeuger planbare Erlöse für die Finanzierung und dem Abnehmer Preissicherheit sowie einen glaubwürdigen Nachweis für den Bezug von Strom aus erneuerbaren Energien.

In Deutschland haben Corporate PPAs stark zugenommen, als ältere Anlagen aus der EEG-Förderung fielen und neue Anlagen ohne Förderung errichtet wurden. Sie werden auch neben oder anstelle der EEG-Förderung für neue Projekte genutzt. Das deutsche Recht regelt PPAs nicht als eigenen Vertragstyp: Physische PPAs sind Lieferverträge, die dem BGB und dem Energierecht unterliegen, während virtuelle PPAs Finanzkontrakte sind. Die Reform des EU-Strommarktdesigns ermutigt die Mitgliedstaaten, PPAs zu erleichtern, unter anderem durch Garantieinstrumente für das Kreditrisiko der Abnehmer.

Dieser Beitrag erläutert die wichtigsten Strukturen, die Funktionsweise von Herkunftsnachweisen, zentrale Vertragsbestimmungen und regulatorische Fragen einschließlich der Auswirkungen der geplanten EEG-Reform. Er soll Erzeugern wie Abnehmern helfen, die Risiken eines solchen langfristigen Vertrags realistisch einzuschätzen und in den Verhandlungen angemessen zu verteilen.

Physische und virtuelle PPAs

Physische PPAs

Bei einem physischen PPA wird der Strom über das Netz an den Abnehmer geliefert, in der Regel durch Übertragung in dessen Bilanzkreis. On-site-PPAs, bei denen die Anlage auf dem Gelände des Abnehmers steht und diesen unmittelbar versorgt, sind ein Sonderfall und können mit Strukturen der Direktleitung oder der Kundenanlage kombiniert werden. Off-site-PPAs mit physischer Lieferung erfordern ein Bilanzkreismanagement, weil die Erzeugung der Anlage schwankt, während der Bedarf des Abnehmers einem eigenen Profil folgt; häufig erbringt ein Energieversorger Ausgleichs- und Reststromlieferungen.

Virtuelle (finanzielle) PPAs

Bei einem virtuellen PPA wird kein Strom geliefert. Der Erzeuger verkauft seine Erzeugung am Großhandelsmarkt, und die Parteien rechnen die Differenz zwischen einem vereinbarten Strike-Preis und dem Marktpreis ab – ein Differenzvertrag zwischen privaten Parteien. Der Abnehmer bezieht seinen Strom weiterhin von seinem Lieferanten und erhält die Herkunftsnachweise gesondert. Virtuelle PPAs sind bei multinationalen Abnehmern mit verteilten Standorten beliebt sowie bei Abnehmern, deren Lieferverträge physische PPA-Mengen nicht ohne Weiteres aufnehmen können. Sie sind in der Regel Finanzderivate, was die Finanzmarktregulierung ins Spiel bringt.

Die Wahl der Struktur bestimmt, wer das Mengenrisiko (weniger Wind oder Sonne als erwartet), das Profilrisiko (Erzeugung in Zeiten niedriger Preise), die Ausgleichsenergiekosten und das Risiko negativer Preise trägt. Baseload-PPAs sind für industrielle Abnehmer attraktiv, aber für Erzeuger teuer, weil diese Ersatzstrom kaufen müssen, wenn ihre Anlage nicht erzeugt. Pay-as-produced-PPAs sind günstiger, verlagern das Risiko aber auf den Abnehmer.

Herkunftsnachweise und Doppelvermarktung

Für Unternehmen als Abnehmer ist die grüne Eigenschaft oft ebenso wichtig wie der Preis. In Deutschland stellt das Umweltbundesamt, das das Register führt, Herkunftsnachweise aus. Nach § 79 Abs. 1 EEG werden Anlagenbetreibern auf Antrag Herkunftsnachweise nur für Strom aus erneuerbaren Energien ausgestellt, für den keine Zahlung nach § 19 oder § 50 EEG in Anspruch genommen wird. Über die EEG-Marktprämie geförderter Strom kann daher keine Herkunftsnachweise tragen; für regional vermarkteten EEG-Strom gibt es nach gesonderten Regeln Regionalnachweise.

Daraus ergeben sich zwei praktische Folgen für Corporate PPAs. Erstens muss eine Anlage, die Herkunftsnachweise an einen PPA-Abnehmer verkaufen will, für den betreffenden Strom auf EEG-Zahlungen verzichten, typischerweise durch einen Wechsel in die „sonstige Direktvermarktung“. Zweitens gilt das Doppelvermarktungsverbot: Strom aus erneuerbaren Energien darf nicht mehrfach verkauft, anderweitig überlassen oder gleichzeitig in mehreren Veräußerungsformen veräußert werden (§ 80 Abs. 1 EEG). PPA-Strukturen, die für einen Teil der Erzeugung die EEG-Förderung und für andere Teile den Verkauf über ein PPA kombinieren, müssen sorgfältig gestaltet und dokumentiert werden, und ein Wechsel zwischen Veräußerungsformen ist nur nach den Regeln des EEG möglich.

Zentrale Vertragsbestimmungen

• Preis: Festpreis, indexierter Preis, Collar- oder Floor-Strukturen; manche PPAs teilen Mehrerlöse oberhalb einer Obergrenze.
• Laufzeit und Beginn: Datum der kommerziellen Inbetriebnahme, Long-stop-Termine und Rechtsfolgen einer verspäteten Inbetriebnahme bei Neubauanlagen.
• Menge und Profil: Pay-as-produced, Baseload oder strukturierte Profile; Verfügbarkeitsgarantien; Behandlung von Abregelungen.
• Negative Preise: ob der Abnehmer in Stunden mit negativen Preisen zahlt oder der Erzeuger abregeln muss.
• Bilanzierung und Fahrplanmanagement: wer die Bilanzkreise bewirtschaftet und die Ausgleichsenergiekosten trägt.
• Kreditsicherheiten: Patronats- oder Konzerngarantien, Akkreditive oder Bankgarantien, häufig von Kreditgebern verlangt; Bonitätsschwellen und Rating-Trigger.
• Gesetzesänderungen: Verteilung der Kosten und Vorteile aus Änderungen bei Umlagen, Steuern, Marktregeln und Fördersystemen, mit Nachverhandlungs- oder Kündigungsrechten.
• Beendigung: Kündigungsgründe, Beendigungszahlungen auf Grundlage von Marktwerten sowie Abtretungsrechte zugunsten der finanzierenden Banken.

Die Kreditgeber der Anlage prüfen das PPA genau und verlangen typischerweise Direktvereinbarungen mit dem Abnehmer, die ihnen Eintrittsrechte und die Benachrichtigung über Vertragsverletzungen sichern. Abnehmer sollten daher mit zusätzlicher Dokumentation rechnen und die Anforderungen an die Finanzierbarkeit frühzeitig prüfen.

Streitigkeiten aus PPAs entstehen häufig aus Ereignissen, die die Parteien nicht im Einzelnen vorhergesehen haben: lang andauernde Abregelungen, Verzögerungen beim Netzanschluss, Änderungen der Marktregeln oder ein starkes Auseinanderfallen von vereinbartem Preis und Marktpreis, das eine Seite zum Ausstieg drängt. Das deutsche Recht gewährt über die Störung der Geschäftsgrundlage (§ 313 BGB) nur begrenzte Abhilfe, sodass die vertraglichen Anpassungs- und Kündigungsmechanismen entscheidend sind. Schiedsverfahren sind bei internationalen PPAs üblich, während inländische PPAs häufig die Zuständigkeit deutscher Gerichte vorsehen. Schiedsgutachten können technische Streitigkeiten über Verfügbarkeit, Abregelung oder Erzeugungsberechnungen rasch klären.

Verhandlung von Corporate PPAs: praktische Fragen

Verhandlungen über Corporate PPAs dauern typischerweise Monate und beziehen auf Seiten des Abnehmers Einkauf, Energie, Finanzen, Nachhaltigkeit und Recht ein, auf Seiten des Verkäufers Projektentwickler, Kreditgeber und häufig einen Energieversorger. Mehrere Themen führen regelmäßig zu Reibungen. Wer diese Punkte frühzeitig identifiziert und intern abstimmt, kann die Verhandlungen erheblich beschleunigen und spätere Nachverhandlungen vermeiden, die für beide Seiten zeitaufwendig und kostspielig sind.

Preis und Marktrisiko

Abnehmer wünschen sich über die Laufzeit einen Preis unterhalb des erwarteten Marktniveaus; Erzeuger wünschen einen Preis, der die Finanzierung trägt. Festpreise sind verbreitet, doch Indexierung, Unter- und Obergrenzen sowie Preisanpassungsklauseln werden genutzt, um Risiken zu teilen. In den vergangenen Jahren hat die zunehmende Zahl von Stunden mit sehr niedrigen oder negativen Preisen in sonnen- und windreichen Zeiten den Wert von Pay-as-produced-PPAs für Solarstrom verringert, und Abnehmer fragen zunehmend strukturierte oder speichergestützte Produkte nach. Erzeuger verlangen ihrerseits, dass Abnehmer das Risiko negativer Preise tragen oder in diesen Stunden Abregelungen akzeptieren.

Bonität und Sicherheiten

Da Kreditgeber die Höhe der Fremdfinanzierung an den PPA-Erlösen ausrichten, verlangen sie bonitätsstarke Abnehmer oder angemessene Sicherheiten. Kleinere Abnehmer ohne Investment-Grade-Rating müssen gegebenenfalls Bankgarantien oder Konzerngarantien stellen oder kürzere Laufzeiten akzeptieren. Gepoolte Strukturen, in denen ein Energieversorger mehrere Abnehmer bündelt, sowie die vom EU-Recht angeregten staatlich gestützten Garantieinstrumente können mittelständischen Unternehmen den Zugang zu Corporate PPAs erleichtern.

Mehrere Abnehmer und grenzüberschreitende Verträge

Große Projekte werden zunehmend auf mehrere Abnehmer aufgeteilt, die jeweils einen Anteil der Erzeugung übernehmen, was eine Abstimmung von Mengen, Rangfolgen und Folgen eines Ausfalls erfordert. Grenzüberschreitende virtuelle PPAs, bei denen ein Abnehmer außerhalb Deutschlands mit einer deutschen Anlage kontrahiert, werfen zusätzliche Fragen zum anwendbaren Recht, zur Besteuerung und zur Anerkennung von Herkunftsnachweisen im Land des Abnehmers auf. Eine klare Zuordnung dieser Fragen bereits im Term Sheet spart später Zeit.

Regulatorische Fragen: Energierecht, Finanzmarktrecht und REMIT

Physische PPAs machen den Erzeuger oder einen Intermediär zum Stromlieferanten, mit Pflichten nach dem Energiewirtschaftsgesetz, einschließlich Anzeige- und Lieferantenpflichten bei der Belieferung von Haushaltskunden, sowie den Regeln über Bilanzkreise. Die Belieferung von Unternehmen ist weniger stark reguliert, doch je nach Struktur fallen Stromsteuer und Umlagen an, und eine Vor-Ort-Versorgung kann unter die Regeln für Direktleitungen oder Kundenanlagen fallen.

Virtuelle PPAs sind in der Regel Derivate im Sinne des Finanzmarktrechts. Nach EMIR müssen die Gegenparteien Derivatekontrakte an ein Transaktionsregister melden, und je nach Volumen können Clearing- oder Risikominderungspflichten gelten. Ob eine der Parteien eine Erlaubnis nach dem Kreditwesengesetz oder nach MiFID benötigt, hängt von der Art ihrer Tätigkeit ab; die meisten Unternehmen als Abnehmer und die meisten Erzeuger können sich auf Ausnahmen für Nebentätigkeiten oder den Handel für eigene Rechnung stützen, doch dies muss geprüft werden. PPAs sind zudem Energiegroßhandelsprodukte im Sinne von REMIT, was Melde- und Marktmissbrauchspflichten auslösen kann; unser Beitrag zu Energiehandel, REMIT und EMIR erläutert diese Regeln.

Die Bilanzierung kann für Abnehmer entscheidend sein: Je nach Struktur muss ein PPA nach IFRS als Derivat zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden, statt als Vertrag für den Eigenbedarf bilanziert zu werden, was zu Ergebnisschwankungen führen kann. Strukturen sollten daher von Anfang an gemeinsam mit den Finanzabteilungen gestaltet werden.

Corporate PPAs und die EEG-Reform

Der Entwurf der Bundesregierung zur EEG-Reform würde nach der Zusammenfassung des Bundestages Differenzverträge für neue Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien ab 100 kW einführen, mit einem Refinanzierungsbeitrag auf Übererlöse am Markt. Anlagen, die sich am Markt selbst finanzieren können, sollen außerhalb des EEG gebaut werden.

Wie Anlagen mit Differenzvertrag ihre Förderung mit Corporate PPAs kombinieren können – und ob der Refinanzierungsbeitrag auf PPA-Erlöse anzuwenden ist –, ist eine der zentralen offenen Fragen. Projektentwickler müssen sich gegebenenfalls für jede Anlage zwischen der Förderung über einen Differenzvertrag und einer PPA-basierten Finanzierung entscheiden, und bestehende PPAs für Anlagen, die sich noch in der Entwicklung befinden, sollten auf Klauseln zu Gesetzesänderungen und Kündigungsrechte überprüft werden. Unser Beitrag zur EEG-Reform 2027 erläutert den Entwurf.

Die Reform des EU-Strommarktdesigns weist in dieselbe Richtung: Sie verlangt zweiseitige Differenzverträge für neue direkte Preisstützungen und fordert die Mitgliedstaaten auf, Hindernisse für PPAs zu beseitigen, was zu staatlich gestützten Garantieinstrumenten führen kann, die die Bonitätsanforderungen an Abnehmer verringern. Abnehmer mit hohem Bedarf an grünem Strom, etwa Rechenzentren und energieintensive Industrie, sollten diese Entwicklungen verfolgen, weil sie sowohl die Verfügbarkeit als auch den Preis von PPA-Mengen verändern können.

So unterstützt TRW & Co bei Corporate PPAs

Wir beraten Erzeuger, Unternehmen als Abnehmer, Energieversorger, Investoren und Kreditgeber zu Corporate PPAs in Deutschland. Wir strukturieren physische und virtuelle PPAs, entwerfen und verhandeln Klauseln zu Preis, Menge, Bilanzierung, Kreditsicherheiten und Gesetzesänderungen, beraten zu Herkunftsnachweisen und zur Vereinbarkeit mit dem EEG, prüfen Fragen zu EMIR, REMIT und Erlaubnispflichten und begleiten Direktvereinbarungen mit Kreditgebern. Außerdem beraten wir bei Streitigkeiten und Nachverhandlungen. Unsere Arbeit ist verbunden mit unseren Praxisbereichen Erneuerbare Energien und Energie und Versorgung sowie mit unserem Beitrag zu Offshore-Wind-Ausschreibungen. Bitte nehmen Sie Kontakt mit uns auf. Dieser Beitrag dient der allgemeinen Information und stellt keine Rechtsberatung dar.