Wenn die EEG-Förderung endet: Festpreis-PPA oder Spotvermarktung für den Weiterbetrieb?

Die EEG-Förderung läuft aus, der Park kann weiter Strom liefern. Für Betreiber verschiebt sich damit die entscheidende Frage: Welche Vermarktung trägt Wartung, Pacht und den nächsten größeren Reparaturfall? Ein Festpreis-PPA macht den Preis kalkulierbarer. Spotvermarktung lässt den Betreiber an der weiteren Marktentwicklung teilhaben. Welche Variante passt, hängt von der Kostenstruktur, der verbleibenden Betriebsdauer und den konkreten Vertragsbedingungen ab.

Was sich nach dem Förderende ändert

Bei den typischen heute vor dem Förderende stehenden Wind- und Solaranlagen läuft die ursprüngliche Vergütung über 20 Kalenderjahre zuzüglich des Inbetriebnahmejahres. Für eine solche Anlage mit Inbetriebnahme 2006 endet sie regulär am 31. Dezember 2026. Den genauen Termin sollten Betreiber anhand der für ihre Anlage geltenden Regelungen und Unterlagen bestätigen.^[1]

Für größere Parks führt der Weiterbetrieb üblicherweise in die sonstige Direktvermarktung: Der Strom wird ohne EEG-Zahlungen vermarktet. Eine Marktprämie, die niedrige Markterlöse auffängt, gibt es dann nicht mehr. Sowohl ein Festpreis-PPA als auch ein Vertrag mit Spotvergütung können innerhalb dieses Rahmens abgeschlossen werden. Der Unterschied liegt in der Vergütung und der Verteilung der Risiken.^[2]

Für kleine ausgeförderte PV-Anlagen bis einschließlich 100 kW besteht eine gesetzliche Anschlussregelung. Dieser Beitrag konzentriert sich auf größere Wind- und Solarparks und deren Vermarktung ohne Förderung.^[3]

Festpreis-PPA: Ein fester Preis für die gelieferte Energie

Bei einem Utility-PPA ist der Abnehmer ein Energieversorger oder Direktvermarkter. In der hier betrachteten Festpreisvariante wird für die vereinbarte Laufzeit ein Preis je Megawattstunde festgelegt. Sinkt der Markt, bleibt dieser Preis für die vertragsgemäß vergütete Einspeisung bestehen. Steigt der Markt, bleibt auch die Vergütung auf dem vereinbarten Niveau.^[4]

Ausgangspunkt der Kalkulation ist der EEX-Settlementpreis für den Lieferzeitraum. Davon gehen die Kosten für das Anlagenprofil, die Vermarktung und die Risikoübernahme ab:

Für den Weiterbetrieb ist die Lieferstruktur entscheidend. Bei einem reinen Pay-as-produced-Vertrag verkauft der Betreiber seine tatsächliche Erzeugung. Ein windarmes Jahr oder ein technischer Ausfall verringert trotzdem die Einnahmen: Weniger vergütete Megawattstunden bedeuten auch zum Festpreis weniger Geld. Feste Liefermengen, Mindestmengen oder Verfügbarkeitszusagen können zusätzliche Verpflichtungen auslösen. Diese gehören ausdrücklich in die Vertragsprüfung.^[8]

Ein Festpreis ist deshalb keine Garantie für einen Jahreserlös. Er schafft eine verlässlichere Preisbasis, auf der sich die Wirtschaftlichkeit des Parks mit vorsichtigen Erzeugungsannahmen kalkulieren lässt.

Spotvermarktung: Der Wert des eigenen Einspeiseprofils zählt

Bei einer anlagenscharfen Spotvergütung wird die Einspeisung mit den vertraglich vereinbarten Börsenpreisen bewertet, etwa den Day-Ahead-Preisen der jeweiligen Lieferintervalle. Davon gehen die vereinbarten Vermarktungsentgelte ab. Daneben gibt es variable Angebote, die auf einen veröffentlichten Monatsmarktwert statt auf den individuellen Spoterlös abstellen.

Ein hoher durchschnittlicher Börsenpreis allein sagt wenig über den Erlös Ihres Parks aus. Entscheidend ist, wann Ihr Park einspeist. Wind- und Solarstrom können gerade dann reichlich vorhanden sein, wenn die Preise niedrig sind. Wer seine Erlöse plant, sollte daher das eigene Erzeugungsprofil verwenden. Mehr dazu erklärt unser Beitrag zum anlagenspezifischen Marktwert.

Welche Vergütung braucht Ihr Park?

Ein sinnvoller Ausgangspunkt ist die eigene Kostenschwelle. Dazu gehören laufende Wartung, technische und kaufmännische Betriebsführung, Pacht, Versicherungen, Messung und eine realistische Reparaturrücklage. Anstehende Gutachten, größere Instandsetzungen und Verpflichtungen aus Finanzierung oder Rückbau sollten Sie zusätzlich in Ihrer Liquiditätsplanung erfassen.

Wie stark sich das Preisniveau verändern kann, zeigen die Marktwerte für Wind an Land: Der Jahresmarktwert lag 2025 laut Netztransparenz bei 74,41 €/MWh. Im Juni 2026 betrug der Monatsmarktwert 78,55 €/MWh, im Juli 86,01 €/MWh und im August 115,45 €/MWh.^[9] Die Werte gelten vor Vermarktungsentgelten und ohne gesonderte HKN-Vergütung. Der Erlös eines einzelnen Parks kann davon abweichen. Für ein künftiges Festpreis-PPA zählen das Terminmarktniveau und die vereinbarten Vertragsbedingungen.

Im folgenden Modellbeispiel für einen Windpark werden jährlich 8.000 MWh eingespeist. Die angesetzten Betriebskosten einschließlich Reparaturrücklage betragen 360.000 Euro. Erzeugung und Kosten sind Beispielannahmen und müssen für einen konkreten Park individuell ermittelt werden. Der Beispielpark braucht damit einen Nettovermarktungserlös von 45 €/MWh, um diese Kosten zu decken. Vermarktungsentgelte sind bereits im Nettoerlös berücksichtigt; Steuern und Finanzierung bleiben in dieser vereinfachten Rechnung außen vor.

Für den Vergleich setzen wir einen Nettofestpreis von 90 €/MWh an. Daraus ergeben sich 720.000 Euro Erlös und 360.000 Euro Überschuss nach den angesetzten Betriebskosten. Die Spotvariante rechnen wir mit Nettoerlösen von 40, 70 und 110 €/MWh durch. Das sind gerundete Szenarien zur Veranschaulichung unterschiedlicher Preisentwicklungen, keine beobachteten Jahreswerte und kein aktuelles PPA-Angebot. Die Mengen und Betriebskosten bleiben jeweils gleich.

Die Spotergebnisse zeigen die Spannweite, die der Betreiber selbst tragen würde: Im schwachen Szenario fehlen 40.000 Euro zur Kostendeckung, im mittleren bleiben 200.000 Euro und im starken 520.000 Euro Überschuss. Beim Festpreis bleiben bei gleicher Einspeisung 360.000 Euro. Halbiert sich die vergütete Einspeisung etwa durch längere Ausfälle auf 4.000 MWh, sinkt auch der Festpreiserlös auf 360.000 Euro. Bei unveränderten Kosten ist der gesamte Puffer verbraucht. Deshalb gehören eine geringere Erzeugung und ein größerer Reparaturfall in die Entscheidung.

Negative Preise: Welche Zusage steht tatsächlich im Vertrag?

Nach dem vollständigen Auslaufen der Förderung steht bei negativen Preisen keine Marktprämie mehr auf dem Spiel. § 51 EEG regelt die Verringerung des Förderanspruchs; für den ungefördert vermarkteten Strom entscheidet dagegen die vertragliche Vergütung darüber, was beim Betreiber ankommt. Diese Unterscheidung folgt aus dem Zusammenspiel von § 21a und § 51 EEG.^[2][5]

Prüfen Sie bei beiden Modellen, ob negative Preise weitergegeben werden, wann der Vermarkter abschalten darf und wie entgangene Einspeisung vergütet wird. Auch ein Festpreisangebot kann bestimmte Zeiträume ausschließen oder eine gesonderte Regelung zur Abregelung enthalten. Die Überschrift „Festpreis“ beantwortet diese Fragen noch nicht. Netzbedingter Redispatch und wirtschaftliche Abschaltungen durch den Vermarkter sollten dabei getrennt geregelt sein.

In der Angebotsübersicht auf PPA-CONNECT stellen wir die Regelungen zu negativen Preisen, Abschaltungen und Ausfallarbeit übersichtlich gegenüber. So können Sie die Konditionen der einzelnen Angebote direkt vergleichen.

Herkunftsnachweise im Angebot mitprüfen

Für erneuerbaren Strom, der ohne EEG-Zahlungen direkt vermarktet wird, können auf Antrag Herkunftsnachweise ausgestellt werden. Dazu braucht es die erforderliche Registrierung und Abwicklung im Herkunftsnachweisregister. Der bloße Ablauf der ursprünglichen Förderung reicht nicht, wenn anschließend weiterhin eine gesetzliche Anschlussvergütung bezogen wird.^[6]

Für den Angebotsvergleich zählen drei Punkte: Sind die Herkunftsnachweise bereits im Strompreis enthalten? Wer erhält sie? Wer trägt Gebühren und Abwicklungsaufwand? Ein separat ausgewiesener HKN-Erlös darf nur zusätzlich gerechnet werden, wenn er nicht schon Bestandteil der angebotenen Vergütung ist. Das gilt für Festpreis und Spot gleichermaßen.

Auch die Konditionen zu Herkunftsnachweisen stellen wir in der Angebotsübersicht auf PPA-CONNECT übersichtlich dar. So erkennen Sie, wie diese im jeweiligen Angebot berücksichtigt werden.

Die Laufzeit muss zum Weiterbetrieb passen

Ein auskömmlicher Preis hilft nur für einen Zeitraum, in dem der Park voraussichtlich betrieben werden kann. Stimmen Sie die Vertragsdauer mit technischer Restnutzungsdauer, Genehmigung, Pacht und einem möglichen Repowering ab. Geplante Stilllegung, größere Reparaturen und vorzeitiges Vertragsende sollten vor der Unterschrift geklärt sein.

Ein PPA muss dafür keine zehn Jahre laufen. Die dena beobachtet in ihrer im April 2026 veröffentlichten Marktanalyse eine zunehmende Bedeutung von PPAs mit weniger als fünf Jahren Laufzeit.^[7] Auf PPA-CONNECT werden Utility-PPAs typischerweise für ein bis fünf Jahre angefragt. Welche Dauer sinnvoll ist, ergibt sich aus der Planung Ihres Parks.

So bereiten Sie den Vergleich vor

• Zeitraum festlegen: Förderende, Vertrags- und Kündigungsfristen sowie den vorgesehenen Weiterbetrieb zusammenführen. Die Anschlussvermarktung sollte rechtzeitig vereinbart sein.
• Erzeugung realistisch ansetzen: Einspeisedaten mehrerer Jahre prüfen und Stillstände, Abregelung und künftig erwartete Verfügbarkeit nachvollziehbar berücksichtigen.
• Gleiche Vergleichsbasis herstellen: Identischer Lieferzeitraum, einheitlicher Marktstand, dieselben Erzeugungsannahmen und eine vollständige Berücksichtigung von Entgelten und HKN.
• Verpflichtungen lesen: Liefermengen, Negativpreisklauseln, Abschaltrechte, Ausfallarbeit, Zahlungsfristen, Sicherheiten und Kündigungsfolgen neben dem Preis bewerten.
• Den finanziellen Spielraum prüfen: Ein schwaches Preisjahr, weniger Erzeugung und eine größere Reparatur durchrechnen. Auch unterjährige Liquiditätsengpässe gehören in die Betrachtung.

Ein Festpreis-PPA kann passen, wenn der angebotene Nettoerlös Ihre Kosten auch bei vorsichtig geschätzter Erzeugung mit ausreichendem Puffer deckt und Sie diese Preisbasis absichern möchten. Spotvermarktung kann passen, wenn Ihr Park niedrige Erlöse verkraftet und Sie die Chancen und Schwankungen des Marktes bewusst übernehmen wollen. Die tragfähige Entscheidung verbindet Preis, Vertrag und Kosten des konkreten Parks.

Quellen und Stand

Stand: 17. September 2026. Die Rechenbeispiele sind eigene, vereinfachte Modellrechnungen. Rechtliche Grundlagen beziehen sich auf die geltende Gesetzesfassung; anlagenspezifische Übergangsregelungen sind gesondert zu prüfen.

1. EEG § 25: Beginn und Dauer des Zahlungsanspruchs · Clearingstelle: 20 Kalenderjahre zuzüglich Inbetriebnahmejahr nach EEG 2004, Rn. 63
2. EEG § 21a: Sonstige Direktvermarktung
3. EEG § 3 Nr. 3a: Definition ausgeförderter Anlagen bis 100 kW · EEG § 21 Abs. 1 Nr. 4: Anschlussvergütung
4. dena: Preisleitfaden Green PPA, 2022 – Preisbildung und Lieferstrukturen
5. EEG § 51: Verringerung des Zahlungsanspruchs bei negativen Preisen
6. Umweltbundesamt: Strom-Herkunfts- und Regionalnachweise – Fragen und Antworten
7. dena: Entwicklung des PPA-Markts im Jahr 2025, veröffentlicht am 22. April 2026
8. dena: PPA Guidance Notes, 2024 – Lieferpflichten und Vertragsgestaltung
9. Netztransparenz: Monats- und Jahresmarktwerte Wind an Land