Für bestehende Anlagen bietet die EEG-Vergütung weiterhin langfristig kalkulierbare Einnahmen. Ein Power Purchase Agreement, kurz PPA, basiert dagegen auf einem individuell ausgehandelten Stromliefervertrag. Dazwischen steht die Direktvermarktung über das EEG: Dabei wird der Strom am Markt verkauft und der Erlös unter den gesetzlichen Voraussetzungen durch eine Marktprämie ergänzt.
Durch die am 29. Juli 2026 vom Bundeskabinett beschlossene EEG-Novelle 2027 gewinnt diese Unterscheidung weiter an Bedeutung. Der Gesetzentwurf sieht vor, neue Photovoltaikanlagen schrittweise aus der festen Einspeisevergütung in die Direktvermarktung zu überführen. Für Bestandsanlagen sollen grundsätzlich die bisherigen Vergütungsbedingungen gelten. Da das Gesetzgebungsverfahren noch nicht abgeschlossen ist, können sich einzelne Regelungen jedoch weiterhin ändern.
Wenn Sie eine bereits laufende Photovoltaikanlage erwerben möchten, sollten Sie daher genau prüfen, auf welcher rechtlichen und vertraglichen Grundlage die Einnahmen entstehen. Relevant sind die verbleibende Förder- oder Vertragsdauer, die geltenden Regelungen bei negativen Strompreisen sowie mögliche Markt-, Ausfall- und Anschlussrisiken.
Warum die Erlösstrategie für Photovoltaikanlagen wichtiger wird
Die wachsende Solarstromerzeugung verändert die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Photovoltaikanlagen. Besonders an sonnigen Tagen entstehen hohe Einspeisespitzen. Trifft ein großes Stromangebot auf eine geringe Nachfrage oder begrenzte Netzkapazitäten, können die Börsenstrompreise stark fallen und zeitweise negativ werden.
Im Jahr 2025 wurden in Deutschland bereits in 573 von 8.760 Stunden negative Großhandelspreise verzeichnet. Die wirtschaftliche Bewertung einer Anlage hängt deshalb zunehmend davon ab, wie die erzeugten Strommengen vermarktet werden und welche Regelungen für solche Preisphasen gelten.
Gewichteter deutscher Stromgroßhandelspreis je Viertelstunde in Euro/MWh im 1. Quartal 2026. Grafik: Bundesnetzagentur
Für Investoren in Bestandsanlagen ist dabei zunächst der Inbetriebnahmezeitpunkt entscheidend. Er bestimmt, welche EEG-Fassung, welcher Vergütungssatz und welche Regelungen bei negativen Strompreisen auf die Anlage anzuwenden sind. Hinzu kommen technische Faktoren wie Direktvermarktungsfähigkeit, intelligentes Messsystem, Fernsteuerbarkeit und vorhandene Speicher.
Wenn Sie in eine Bestandsanlage investieren möchten, wird die Vergütungsform zu einem wichtigen Faktor für die wirtschaftliche Bewertung. Dabei sollten Sie nachvollziehen können, auf welcher rechtlichen und vertraglichen Grundlage die Erlöse fließen. PVMarktplatz.de ist auf Direktinvestitionen in Photovoltaikanlagen spezialisiert, die sich bereits im laufenden Netzbetrieb befinden. Bei den gelisteten Bestandsanlagen weist die Plattform das jeweilige Vergütungsmodell aus und ordnet für Investoren die Frage PPA versus EEG ein. Dadurch lassen sich die Planbarkeit der Einnahmen sowie mögliche Markt- und Vertragspartner-Risiken besser bewerten.
Was sich durch die geplante EEG-Reform 2027 ändern soll
Das Bundeskabinett hat am 29. Juli 2026 den Entwurf für eine EEG-Novelle beschlossen. Ziel ist ein stärker markt- und netzorientiertes Fördersystem. Neue Anlagen sollen grundsätzlich über intelligente Mess- und Steuerungssysteme in die Direktvermarktung eingebunden werden.
Für kleine Photovoltaikanlagen mit einer Spitzenleistung von unter 25 kWp sieht der Entwurf keine dauerhafte feste Einspeisevergütung mehr vor. Stattdessen soll eine Übergangsregelung den Wechsel erleichtern:
- Neue Dachanlagen sollen für höchstens 36 Monate eine reduzierte Übergangszahlung erhalten.
- Die Leistungsgrenze für diese Übergangszahlung soll schrittweise sinken: auf 50 Kilowatt im Jahr 2027, 25 Kilowatt im Jahr 2028 und weniger als sieben Kilowatt im Jahr 2029.
- Ab 2030 soll die Übergangszahlung entfallen.
- Für direkt vermarkteten Strom aus kleinen Anlagen ist ein Bonus von 1,5 Cent je Kilowattstunde vorgesehen, der für vier Jahre gezahlt werden soll.
- Neue Dachanlagen unter 100 kWp sollen grundsätzlich höchstens 50 Prozent ihrer installierten Leistung gleichzeitig in das öffentliche Netz einspeisen dürfen. Eigenverbrauch und Speicherung bleiben davon unberührt.
Diese Vorgaben sind bislang Teil eines Gesetzentwurfs. Sie gelten daher noch nicht verbindlich. Für Anlagen, die bereits in Betrieb sind, soll der bestehende Förderanspruch grundsätzlich erhalten bleiben.
Gerade beim Kauf einer Bestandsanlage muss deshalb zwischen zwei Ebenen unterschieden werden: den bereits gesicherten Erlösen der bestehenden Anlage und möglichen neuen gesetzlichen Anforderungen, die etwa bei Erweiterungen, Repowering oder einer späteren Anschlussvermarktung relevant werden können.
EEG-Vergütung: planbare Einnahmen für Bestandsanlagen
Die feste Einspeisevergütung gehört zu den etablierten Fördermodellen des EEG. Der Vergütungssatz richtet sich nach dem Inbetriebnahmezeitpunkt, der installierten Leistung, dem Anlagenstandort sowie der Frage, ob eine Voll- oder Teileinspeisung vorliegt.
Nach geltendem EEG werden Einspeisevergütung und Marktprämie grundsätzlich für 20 Jahre gezahlt. Die Frist beginnt mit der Inbetriebnahme und endet zum 31. Dezember des zwanzigsten Zahlungsjahres.
Für Investoren besteht der zentrale Vorteil in der vergleichsweise hohen Planbarkeit. Der bei Inbetriebnahme festgelegte Vergütungssatz verändert sich während des Förderzeitraums grundsätzlich nicht durch die spätere Degression für Neuanlagen. Die Einnahmen lassen sich daher auf Basis der erwarteten Stromproduktion und der verbleibenden Förderjahre kalkulieren.
Der Ausbau von Wind- und Solaranlagen soll sich nach dem Willen der Bundesregierung künftig stärker am tatsächlichen Bedarf im Stromnetz orientieren. Die feste Einspeisevergütung für kleine PV-Anlagen soll deshalb ab 2027 schrittweise abgebaut werden.
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Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die geltenden Fördersätze. Für Anlagen bis 100 Kilowatt bestehen derzeit unterschiedliche Vergütungssätze für Teil- und Volleinspeisung. Die Höhe richtet sich nach der Leistung und dem Datum der Inbetriebnahme. Für neu in Betrieb genommene Solaranlagen sinken die anzulegenden Werte nach geltendem Recht regelmäßig um ein Prozent je Halbjahr.
Die feste Vergütung begrenzt zugleich die Möglichkeiten, von hohen Marktpreisen zu profitieren. Außerdem verliert eine Bestandsanlage wirtschaftlich an Planbarkeit, je näher das Ende des Förderzeitraums rückt. Bei einer kurzen Restlaufzeit muss deshalb bereits beim Erwerb geklärt werden, wie der Strom anschließend vermarktet werden kann.
EEG-Direktvermarktung: Marktverkauf mit Marktprämie
Direktvermarktung und PPA werden häufig gleichgesetzt, bezeichnen jedoch unterschiedliche Modelle. Bei der geförderten Direktvermarktung wird der erzeugte Strom durch einen Direktvermarkter an der Strombörse verkauft. Der Anlagenbetreiber erhält den erzielten Marktwert und unter den gesetzlichen Voraussetzungen zusätzlich eine Marktprämie. Diese gleicht die Differenz zwischen dem Marktwert und dem für die Anlage maßgeblichen anzulegenden Wert aus.
Die Direktvermarktung bleibt damit ein EEG-Fördermodell. Der Strom wird zwar am Markt verkauft, die Einnahmen beruhen jedoch teilweise auf einem gesetzlichen Zahlungsanspruch. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht für entsprechende Solaranlagen die anzulegenden Werte, die zur Berechnung der Marktprämie herangezogen werden.
Für Investoren entstehen zusätzliche Anforderungen. Zu prüfen sind insbesondere:
- der Direktvermarktungsvertrag und dessen Kosten,
- die technische Fernsteuerbarkeit der Anlage,
- die Abrechnung und Bilanzkreiszuordnung,
- mögliche Vermarktungsausfälle,
- die Behandlung negativer Strompreise,
- bestehende Kündigungs- und Wechselregelungen.
Die EEG-Novelle 2027 soll diese Form der Vermarktung zum Regelfall für neue Anlagen machen. Für Bestandsanlagen bleibt entscheidend, ob bereits eine Direktvermarktung eingerichtet wurde und welche EEG-Regelungen zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme galten.
PPA: vertragliche Erlöse außerhalb der festen EEG-Vergütung
Ein „Power Purchase Agreement“ ist ein Stromabnahmevertrag zwischen dem Anlagenbetreiber und einem Abnehmer. Vertragspartner können etwa Industrieunternehmen, Energieversorger, Stadtwerke oder Stromhändler sein. Die Parteien legen vertraglich fest, zu welchem Preis und über welchen Zeitraum der erzeugte Strom abgenommen wird. Möglich sind feste Preise, variable Marktpreisformeln, Preisunter- und -obergrenzen oder Kombinationen mehrerer Komponenten.
PPA werden häufig für größere Dach- und Freiflächenanlagen eingesetzt. Sie können sich außerdem für ausgeförderte Anlagen eignen, deren gesetzlicher Vergütungszeitraum endet. In diesem Fall lässt sich über einen längerfristigen Vertrag ein Teil des künftigen Strompreisrisikos absichern.
Die wirtschaftliche Qualität eines PPA hängt stark von der Vertragsgestaltung ab. Bei der Prüfung sollten Sie vor allem auf folgende Punkte achten:
- vereinbarter Strompreis und Preisformel,
- Vertragsdauer und Verlängerungsoptionen,
- Abnahmemenge und Umgang mit Produktionsabweichungen,
- Regelungen bei negativen Strompreisen,
- Bilanzierungs- und Vermarktungskosten,
- Bonität und Sicherheiten des Abnehmers,
- Kündigungsrechte und Haftungsregelungen,
- Vorgaben zu Herkunftsnachweisen,
- Folgen von Anlagenstillständen oder Netzabschaltungen.
Ein PPA garantiert daher nicht automatisch höhere Einnahmen als die EEG-Vergütung. Ein langfristiger Festpreis kann Planungssicherheit schaffen, während ein variabler Vertrag größere Marktchancen und stärkere Preisschwankungen mit sich bringt.
EEG-Vergütung, Direktvermarktung und PPA im Vergleich
| Kriterium | Feste EEG-Vergütung | EEG-Direktvermarktung | PPA | |
| Grundlage | Gesetzlicher Vergütungsanspruch | Marktverkauf plus gesetzliche Marktprämie | Individueller Stromliefervertrag | |
| Einnahmen | Festgelegter Vergütungssatz | Marktwert und Marktprämie | Vertraglich festgelegter oder variabler Preis | |
| Laufzeit | In der Regel 20 Jahre | Innerhalb des EEG-Förderzeitraums | Vertraglich vereinbart | |
| Preisrisiko | Vergleichsweise gering | Teilweise durch Marktprämie begrenzt | Abhängig von der Preisformel | |
| Vertragspartnerrisiko | Begrenzt | Direktvermarkter und Abwicklungsstruktur | Bonität des Stromabnehmers besonders relevant | |
| Aufwand | Vergleichsweise gering | Technischer und administrativer Mehraufwand | Hoher Prüfungs- und Vertragsaufwand | |
| Typischer Einsatz | Bestehende kleinere und mittlere Anlagen | Förderfähige Anlagen in der Direktvermarktung | Größere, ausgeförderte oder ungeförderte Anlagen |
Die Tabelle zeigt, weshalb ein reiner Vergleich zwischen EEG und PPA häufig zu kurz greift. Bei vielen größeren Anlagen besteht bereits heute eine EEG-geförderte Direktvermarktung. Diese verbindet eine marktorientierte Stromveräußerung mit einem gesetzlichen Fördermechanismus.
Was negative Strompreise für die Einnahmen bedeuten
Negative Strompreise entstehen, wenn am Markt mehr Strom angeboten als nachgefragt wird. Welche Folgen solche Zeiträume für eine konkrete Anlage haben, hängt vom Inbetriebnahmezeitpunkt, der Anlagengröße und dem Fördermodell ab. Nach § 51 EEG kann sich der Zahlungsanspruch für bestimmte Anlagen in Zeiträumen negativer Spotmarktpreise auf null reduzieren. Für betroffene Anlagen sieht § 51a EEG zugleich eine Verlängerung des Förderzeitraums um die entsprechenden Viertelstunden vor.
Für die wirtschaftliche Bewertung einer Bestandsanlage reicht es daher nicht aus, pauschal einen jährlichen Stromertrag mit dem Vergütungssatz zu multiplizieren. Zu prüfen ist, welche Fassung der Negativpreisregelung gilt und wie die Anlage technisch auf Marktpreise oder Steuersignale reagieren kann.
Bei einem PPA hängt die Behandlung negativer Preise dagegen vom Vertrag ab. Möglich sind feste Abnahmepreise, eine vorübergehende Aussetzung der Vergütung oder Verpflichtungen zur Drosselung. Diese Regelungen können den tatsächlichen Cashflow erheblich beeinflussen.
Bestandsanlagen: Restlaufzeit und Bestandsschutz richtig bewerten
Für Käufer bereits laufender Photovoltaikanlagen ist die geplante EEG-Reform zunächst weniger einschneidend als für neue Projekte. Nach dem Kabinettsentwurf sollen bestehende Anlagen grundsätzlich nach den bisherigen Regeln weiter vergütet werden.
Dieser Bestandsschutz macht eine genaue Prüfung des Inbetriebnahmedatums besonders wichtig. Eine Anlage mit zehn verbleibenden Förderjahren ist wirtschaftlich anders zu bewerten als ein Projekt, dessen EEG-Zeitraum in zwei Jahren endet.
Zu den zentralen Prüfunterlagen gehören:
- Inbetriebnahmenachweis und Registrierung im Marktstammdatenregister,
- bisherige Abrechnungen des Netzbetreibers,
- Höhe und rechtliche Grundlage des Vergütungssatzes,
- verbleibende Förderdauer,
- Direktvermarktungs- oder PPA-Verträge,
- Stromerträge und technische Verfügbarkeit,
- Netzanschluss- und Einspeisezusage,
- Mess- und Steuerungskonzept,
- Wartungs-, Pacht- und Versicherungsverträge,
- Regelungen für die Zeit nach Förderende.
Ein hoher Vergütungssatz ist wirtschaftlich nur dann aussagekräftig, wenn die verbleibende Laufzeit und die erwartete Stromproduktion berücksichtigt werden. Ebenso relevant ist die Frage, ob nach Ablauf der Förderung ein marktgängiges Anschlusskonzept vorhanden ist.
Teileinspeisung, Eigenverbrauch und Speicher als Erlösbausteine
Bei einer Teileinspeiseanlage wird ein Teil des erzeugten Stroms direkt am Standort verbraucht. Lediglich der Überschuss fließt in das öffentliche Netz und wird über die EEG-Vergütung, die Direktvermarktung oder einen anderen Vertrag verkauft. Der wirtschaftliche Vorteil entsteht vor allem durch die vermiedenen Strombezugskosten. Besonders interessant kann das bei Gewerbe-, Handels- und Produktionsstandorten mit einem hohen Verbrauch während der sonnenreichen Stunden sein.
Wie groß dieser Vorteil ausfällt, hängt von mehreren Faktoren ab:
- Höhe der Strombezugskosten,
- zeitlicher Verlauf von Stromerzeugung und Verbrauch,
- Anteil des direkt nutzbaren Solarstroms,
- langfristige Zahlungsfähigkeit des Verbrauchers,
- Eigentums- und Mietverhältnisse am Standort,
- Mess- und Abrechnungskonzept,
- Einsatz eines Batteriespeichers.
Ein Speicher kann den Eigenverbrauch erhöhen, Einspeisespitzen reduzieren und eine flexiblere Vermarktung ermöglichen. Vor dem Hintergrund der geplanten Begrenzung der Einspeiseleistung neuer Dachanlagen auf 50 Prozent könnte die technische Abstimmung zwischen PV-Anlage, Speicher und Verbrauch künftig weiter an Bedeutung gewinnen.
Teileinspeisung bedeutet jedoch nicht automatisch, dass EEG-Vergütung und PPA kombiniert werden. Entscheidend ist, welche Strommengen welchem Verbraucher oder Vermarktungsmodell rechtlich und messtechnisch zugeordnet werden.
Häufige Fragen zu EEG, Direktvermarktung und PPA
Ist die EEG-Reform 2027 bereits geltendes Recht?
Nein. Das Bundeskabinett hat den Gesetzentwurf am 29. Juli 2026 beschlossen. Das parlamentarische Verfahren ist noch nicht abgeschlossen. Bis zum Inkrafttreten gelten die bestehenden EEG-Regelungen.
Verlieren Bestandsanlagen ihre bisherige EEG-Vergütung?
Nach dem aktuellen Kabinettsentwurf sollen bestehende Anlagen grundsätzlich nach den bisherigen Regelungen vergütet werden. Maßgeblich bleiben der Inbetriebnahmezeitpunkt und die damals geltenden gesetzlichen Bestimmungen.
Ist die Direktvermarktung dasselbe wie ein PPA?
Nein. Bei der EEG-Direktvermarktung wird der Marktverkauf unter den gesetzlichen Voraussetzungen durch eine Marktprämie ergänzt. Ein PPA ist ein individuell ausgehandelter Stromabnahmevertrag. Ein PPA kann mit verschiedenen Vermarktungs- und Förderkonstellationen verbunden sein, muss jedoch gesondert vertraglich geprüft werden.
Ist ein PPA nur für sehr große Anlagen sinnvoll?
PPA kommen vor allem bei größeren Gewerbe- und Freiflächenanlagen zum Einsatz, weil sich der Aufwand für Vertragsgestaltung, Messung, Bilanzierung und Bonitätsprüfung dort eher rechnet. Für kleinere Anlagen können standardisierte Direktvermarktungsangebote künftig an Bedeutung gewinnen.
Kann eine Anlage zwischen EEG-Vergütung und PPA wechseln?
Ein Wechsel kann grundsätzlich möglich sein, hängt jedoch von der Förderberechtigung, dem jeweiligen Vermarktungsmodell und bestehenden Verträgen ab. Vor dem Wechsel müssen insbesondere Vertragslaufzeiten, Kündigungsfristen, Meldepflichten und technische Voraussetzungen geprüft werden.
Lassen sich EEG-Förderung und PPA kombinieren?
Je nach Vertragsstruktur kann ein PPA in eine Direktvermarktung eingebunden werden. Für dieselbe Strommenge darf jedoch keine doppelte Vergütung beansprucht werden. Bei unterschiedlichen Strommengen oder Verbrauchswegen können komplexere Kombinationsmodelle entstehen.
Was geschieht nach Ablauf der EEG-Förderung?
Nach dem Förderende kann der Strom weiterhin am Markt verkauft, über einen Direktvermarkter vermarktet, im Rahmen eines PPA geliefert oder vor Ort verbraucht werden. Welche Option wirtschaftlich sinnvoll ist, hängt von den technischen Voraussetzungen, den Vermarktungskosten und den erzielbaren Strompreisen ab.
Bestandsschutz und künftige Vermarktung gemeinsam betrachten
Die Frage nach EEG-Vergütung oder PPA lässt sich nicht allein anhand des aktuellen Strompreises beantworten. Bei Bestandsanlagen stehen der gesicherte Vergütungsanspruch, die verbleibende Förderdauer und die bisherigen Ertragsdaten im Mittelpunkt. Bei neuen Projekten gewinnen Direktvermarktung, Eigenverbrauch, Speicher und flexible Stromabnahmeverträge an Gewicht.
Die am 29. Juli 2026 beschlossene EEG-Novelle zeigt die politische Richtung: Neue Photovoltaikanlagen sollen schrittweise stärker in den Strommarkt integriert werden. Die feste Einspeisevergütung soll an Bedeutung verlieren. Für kleinere Anlagen sind befristete Übergangszahlungen und ein Direktvermarktungsbonus vorgesehen.
Bei der Bewertung einer Anlage sollten Sie daher folgende Fragen gemeinsam betrachten:
- Welche Erlöse sind bereits gesetzlich oder vertraglich abgesichert?
- Wie lange gilt die bestehende Vergütung?
- Welche Regeln greifen bei negativen Strompreisen?
- Welche technischen Voraussetzungen bestehen für Direktvermarktung und Speicher?
- Wie kann der Strom nach Förder- oder Vertragsende verkauft werden?
- Welche Risiken entstehen durch Abnehmer, Direktvermarkter und Netzengpässe?
PVMarktplatz.de weist bei seinen angebotenen Projekten das jeweilige Vergütungs- und Vermarktungsmodell aus. Diese Angaben können als Ausgangspunkt für die wirtschaftliche Prüfung dienen. Die konkrete Investitionsentscheidung sollte auf Grundlage der vollständigen Anlagen-, Vertrags- und Abrechnungsunterlagen getroffen werden. Bei komplexen Erlösmodellen empfiehlt sich zusätzlich eine qualifizierte rechtliche, steuerliche und finanzielle Beratung.
(Erstellt mit Unterstützung von KI)