When the electricity does not belong to the consumer: Correctly calculating operating models and PPAs
Mar 13, 2026
Was ist ein Onsite-PPA?
Ein Power Purchase Agreement (PPA) ist ein langfristiger Stromliefervertrag zwischen zwei Parteien: dem Betreiber, der eine Erzeugungsanlage – typischerweise eine PV-Anlage, oft kombiniert mit einem Batteriespeicher – errichtet und finanziert, und dem Abnehmer, der den erzeugten Strom zu einem vorab vereinbarten Festpreis kauft.
Das Besondere beim Onsite-PPA: Die Anlage steht direkt auf dem Gelände oder dem Dach des Abnehmers. Der Strom fließt also nicht durch das öffentliche Netz, sondern wird direkt vor Ort verbraucht. Der Abnehmer profitiert von Strompreisen, die typischerweise unterhalb des Netzstrombezugspreises liegen – ohne selbst investieren zu müssen. Der Betreiber verdient an der Differenz zwischen seinen Erzeugungskosten und dem vereinbarten PPA-Preis.
Dieses Modell gewinnt gerade stark an Bedeutung: Steigende Netzstrompreise machen den PPA-Abschlag attraktiver, und viele Gewerbebetriebe können oder wollen kein eigenes Kapital in Energieanlagen binden.
Die gängigen Modellvarianten
Je nach Eigentumsverhältnissen und Vertragsstruktur entstehen unterschiedliche Betreibermodelle. Die wichtigsten:
PV + Speicher gehören dem Betreiber
Der Klassiker: Ein Investor errichtet Solaranlage und Batteriespeicher auf dem Gelände des Abnehmers. Der Abnehmer kauft den gesamten erzeugten Strom zum PPA-Preis. Was nicht verbraucht wird, speist der Betreiber ins Netz ein oder lädt die Batterie.
Nur der Speicher gehört dem Betreiber – PV gehört dem Abnehmer
Eine zunehmend relevante Variante: Der Abnehmer besitzt bereits eine PV-Anlage, möchte aber keinen Speicher finanzieren. Der Betreiber stellt den Speicher bereit und erhält dafür einen Anteil der erzielten Einsparungen (Profit-Sharing). (Diese Variante wird in Lumera in Kürze unterstützt.)
Dabei gibt es verschiedene Vergütungsmodelle:
Abnehmer zahlt PPA-Preis an den Betreiber
Abnehmer und Betreiber einigen sich auf einen fixen PPA-Preis den der Abnehmer an den Betreiber für jede Kilowattstunde aus Speicher (und auch aus PV in Modell 1).
Mit Pacht an den Gebäudeeigentümer
Wenn Betreiber und Gebäudeeigentümer nicht identisch sind, fließt zusätzlich eine Pachtzahlung – ein weiterer Kostenpunkt, der in der Wirtschaftlichkeitsberechnung des Betreibers berücksichtigt werden muss.
Profit-Sharing bei Lastspitzenkappung
Reduziert der Speicher die maximale Netzleistung des Abnehmers, sinken dessen Leistungspreise in der Netzentgeltabrechnung. Diese Einsparung gehört nicht automatisch dem Betreiber – sie wird per Vertrag aufgeteilt, z.B. 70 % Betreiber, 30 % Abnehmer.
Das Kernproblem: Zwei Parteien, eine Anlage
Klassische Planungstools zeigen die Gesamtwirtschaftlichkeit eines Systems: wie viel Strom produziert wird, welche Kosten entstehen, wie hoch die Gesamtersparnis ist. Das reicht für einen Eigenverbraucher. Beim Betreibermodell reicht es nicht.
Die entscheidenden Fragen bleiben offen:
Welchen IRR erzielt der Investor auf sein eingesetztes Kapital?
Wie lange ist die Amortisationszeit aus Betreibersicht?
Wie viel spart der Abnehmer tatsächlich – verglichen mit dem reinen Netzbezug?
Wer bekommt welchen Anteil der Lastspitzeneinsparungen?
Ohne die Trennung beider Perspektiven lassen sich weder PPA-Preise belastbar verhandeln noch Investoren oder Banken überzeugen.
Einschub: Was passiert, wenn der Spotpreis den PPA-Preis übersteigt?
Eine Situation, die in der Praxis auftreten kann und selten bedacht wird: Der Abnehmer hat einen dynamischen Stromtarif – sein Netzbezugspreis schwankt also mit dem Day-Ahead-Markt. Der PPA-Preis ist dagegen fix vereinbart, z.B. 11 ct/kWh.
An Tagen mit sehr hohen Spotpreisen – etwa 25 ct/kWh oder mehr – wäre es für den Betreiber rechnerisch lukrativer, den Strom ins Netz einzuspeisen statt die Last des Abnehmers zu decken. Der Abnehmer müsste dann teuren Netzstrom beziehen, obwohl eine Anlage auf seinem Dach steht.
Oft wird dieser Interessenkonflikt mit einer klaren Regel gelöst: Die Lastdeckung des Abnehmers hat immer Vorrang vor der Netzeinspeisung. Der Betreiber optimiert nur mit dem Strom, der nach Deckung der Last übrig bleibt. Das schützt den Abnehmer und schafft eine faire Grundlage für die Vertragsstrukturierung.
Wie man es richtig berechnet
Eine korrekte Analyse trennt die Wirtschaftlichkeit konsequent nach Parteien – auf Basis derselben technischen Simulation.
Betreiber-Perspektive
Der Betreiber investiert und trägt das wirtschaftliche Risiko. Für ihn zählen:
PPA-Erlöse: Gelieferte Energiemenge (kWh) × PPA-Preis. Die Haupteinnahmequelle.
Anteil der Lastspitzeneinsparungen: Sein vertraglich vereinbarter Anteil am Peak Shaving des Abnehmers.
Arbitrage-Erlöse und Einspeisevergütung: Verbleiben vollständig beim Betreiber.
IRR, NPV, Amortisation: Die Kennzahlen, mit denen Investoren und Banken das Projekt bewerten.
Abnehmer-Perspektive
Der Abnehmer investiert nicht – er spart. Für ihn zählen:
PPA-Ersparnis: Bezogene Energiemenge × (Netzbezugspreis − PPA-Preis). Der direkte Vorteil gegenüber dem klassischen Netzbezug.
Anteil der Lastspitzeneinsparungen: Sein Anteil an den reduzierten Leistungspreisen.
CO₂-Reduktion und Grünstromanteil: Wie viel Prozent des Verbrauchs stammt aus der PPA-Anlage – relevant für ESG-Reporting.
Lumera berechnet beide Perspektiven in einer einzigen Analyse – auf Basis derselben Simulation, ohne dass man zwei separate Tools oder Tabellenkalkulationen braucht.
Fazit
Betreibermodelle und PPAs sind kein Nischenthema mehr. Sie sind die Realität vieler Projekte, in denen Investor, Betreiber und Abnehmer unterschiedliche Interessen haben – und alle drei eine belastbare Grundlage für ihre Entscheidung brauchen.
Eine Gesamtrechnung reicht dafür nicht. Wer PPAs verhandeln, Investoren überzeugen und faire Vertragsstrukturen entwickeln will, braucht beide Perspektiven – getrennt, transparent und auf Basis derselben technischen Simulation. Die Modellvielfalt wird dabei in Zukunft noch wachsen: neue Eigentumsvarianten, längere Laufzeiten, komplexere Aufteilungen. Die Planung muss mithalten.
