PPA für repowerte PV-Anlagen: Wann langfristige Stromlieferverträge passen

Was Repowering für den Förderanspruch bedeutet

Vor der Frage nach einem PPA steht die Frage nach dem bestehenden EEG-Anspruch. Laut Clearingstelle EEG|KWKG gilt: Wird beim Repowering nur das Modul getauscht, ohne die installierte Gesamtleistung zu erhöhen, gilt der Tausch als Instandhaltung. Der bisherige Förderanspruch — also der anzulegende Wert und das ursprüngliche Inbetriebnahmedatum — bleibt erhalten. Erst Mehrleistung über die bisherige Maximalleistung hinaus wird wie eine Neuanlage behandelt und zum aktuellen Inbetriebnahmezeitpunkt vergütet.

Das vergütungserhaltende Ersetzen für Gebäudeanlagen gilt — unabhängig von Defekt, Beschädigung oder Diebstahl — seit dem 16.05.2024 (Solarpaket I). Maßgebliche Paragraphen sind §38h EEG 2023 (allgemeine PV-Austauschregelung), §48 Abs. 4 EEG 2023 (Freiflächen) und §38b Abs. 2 (Ausschreibungsanlagen). Wichtig: Diese Repowering-Regelungen stehen unter beihilferechtlichem Genehmigungsvorbehalt der EU-Kommission.

Für die Entscheidung heißt das: Wer den alten, oft hohen anzulegenden Wert erhalten kann, vergleicht ein PPA nicht gegen den Marktwert, sondern gegen die fortbestehende EEG-Förderung. Ein PPA wird dann meist erst relevant, wenn der Förderanspruch ausläuft oder durch eine Leistungserhöhung ohnehin ein Neuanlagen-Regime greift.

Die Preisniveaus im Vergleich (Stand Q1 2026)

Alle folgenden Werte sind Markt- bzw. Terminpreise, die schwanken, und keine amtlichen Zahlen — sie dienen der Orientierung, nicht der Anlageberatung.

Generische 10-Jahres-PV-PPAs (Pay-as-produced, Vertragsbeginn Februar 2026) lagen im enervis PPA-Price-Tracker bei rund 29–41 EUR/MWh (ca. 2,9–4,1 ct/kWh), Stand Januar 2026, veröffentlicht am 09.02.2026. Längerfristige Solar-PPAs werden laut Marktbeobachtung (Stand ca. Anfang 2026) meist im Bereich 55–65 EUR/MWh (5,5–6,5 ct/kWh) gehandelt.

Demgegenüber lag der EEX-Baseload-Terminpreis für das Lieferjahr 2026 bei rund 85–88 EUR/MWh (ca. 8,5–8,8 ct/kWh). Die Differenz zwischen PPA-Preis und Baseload ist die Wertminderung des Solarprofils: Solarstrom fällt gebündelt zur Mittagszeit an, wenn der Börsenpreis gedrückt ist. Das zeigt der Profilfaktor: Der Jahresmarktwert Solar 2025 lag bei 4,508 ct/kWh, der Day-Ahead-Baseload-Jahresdurchschnitt 2025 bei 8,932 ct/kWh — ein Profilfaktor von rund 0,505. Solarstrom war damit 2025 nur etwa halb so viel wert wie der Börsen-Mittelwert.

Zur Einordnung der langfristigen Preiserwartung dienen auch die BNetzA-Ausschreibungen für Freiflächen-Solar: Zuschlagswerte stiegen von 4,76 ct/kWh (Dez 2024) über 4,84 ct/kWh (Jul 2025) auf 5,00 ct/kWh (Dez 2025); der gesetzliche Höchstwert ab 01.03.2026 beträgt 5,79 ct/kWh.

Marktwert-Volatilität versus PPA-Preissicherheit

Der zentrale Vorteil eines PPA ist Preissicherheit über Fixpreis oder Floor-Preis. Wie stark diese Sicherheit wiegt, zeigt die Volatilität des Monats-Marktwerts Solar (amtliche ÜNB-Werte, netztransparenz.de) im Jahr 2026: Januar 2026 = 11,019 ct/kWh, Februar 2026 = 7,717 ct/kWh, März 2026 = 5,455 ct/kWh. Innerhalb eines Quartals halbierte sich der Marktwert nahezu.

Treiber dieser Schwankung sind unter anderem negative Strompreise. Die Anzahl der Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen in Deutschland stieg von 298 h (2020) auf 457 h (2024) und 573 h (2025, neuer Rekord) — bei rund 117 GW installierter PV-Leistung Ende 2025. Werte für 2026 sind Extrapolation, keine amtliche Zahl.

Rechtlich verschärft das Solarspitzengesetz (in Kraft seit 25.02.2025) die Lage: §51 EEG sieht für neue geförderte EE-Anlagen vor, dass die Vergütung bereits ab der ersten Viertelstunde mit negativem Spotmarktpreis entfällt — ohne Karenzzeit. §51a EEG verlängert als Ausgleich die Vergütungsdauer um die Anzahl betroffener Viertelstunden. Die Schwelle wurde von früher 400 kWp auf 2 kWp gesenkt; für Anlagen von 2 bis 100 kWp greift sie nur bei installiertem intelligentem Messsystem (Smart Meter).

Ein PPA mit Floor-Preis kann dieses Marktwert- und Negativpreis-Risiko über die Laufzeit glätten — zum Preis eines im Schnitt niedrigeren Erlöses gegenüber dem Baseload.

Wann ein PPA für Ihre repowerte Anlage passt

Konkrete Prüfschritte für die Entscheidung:

1. Förderstatus klären. Bleibt der alte EEG-Anspruch nach dem Modultausch erhalten (keine Leistungserhöhung), vergleichen Sie das PPA gegen diese Förderung — nicht gegen den Marktwert. Steigt die Leistung über das bisherige Maximum, wird die Mehrleistung wie eine Neuanlage behandelt.

2. Direktvermarktungspflicht prüfen. Verpflichtende Direktvermarktung (Marktprämie statt fester Einspeisevergütung) gilt aktuell ab 100 kW installierter Leistung; Anlagen bis 100 kW haben Wahlfreiheit. Für die EEG-Reform 2027 ist eine Absenkung der Pflicht auf 25 kW geplant (Stand: Entwurf/Planung).

3. Direktvermarkter-Gebühren einrechnen. Für Anlagen über 1 MWp etwa 0,1–0,3 ct/kWh bzw. 1,5–4,5 % des Erlöses; für 100 kWp–1 MW rund 40–80 EUR/Monat pauschal plus ca. 200 EUR Einrichtung (Stand April 2026).

4. Laufzeit und Marktmacht abwägen. Corporate PPAs laufen typischerweise 10–20 Jahre. 2025 zeigte sich ein Trend zu kurzlaufenden PPAs unter 5 Jahren, vor allem für Bestands-Onshore-Wind nach EEG-Ende. Der deutsche PPA-Markt konsolidierte 2025: Die Zahl abgeschlossener Verträge sank von 51 auf 27, die kontrahierte Leistung von 2,2 auf 1,3 GW (dena PPA-Marktanalyse 2025, veröffentlicht Mai 2026). Ein dünnerer Markt bedeutet weniger Angebote und potenziell schlechtere Konditionen für kleinere Anlagen.

5. Alternative Eigenverbrauch prüfen. Bei ausgeförderten Ü20-Anlagen unter 100 kWp greift bis Ende 2032 die Anschlussregelung: Einspeisung gegen Jahresmarktwert minus Vermarktungskosten (grob 2–5 ct/kWh). Die Maximierung des Eigenverbrauchs über Speicher, Wärmepumpe oder Wallbox ist oft attraktiver, da der vermiedene Netzbezugspreis deutlich über dem Marktwert liegt.

Was sich nach 2026 ändert (geplant)

Zwei Entwicklungen sollten Sie bei der Laufzeitwahl mitbedenken — beide sind noch nicht final umgesetzt.

Die EEG-Einspeisevergütung sinkt degressiv weiter. Für den Zeitraum 01.02.–31.07.2026 gelten für Dachanlagen: bis 10 kW = 7,78 ct/kWh (Teileinspeisung) bzw. 12,34 ct/kWh (Volleinspeisung); bis 40 kW = 6,73 / 10,35 ct/kWh; bis 100 kW = 5,50 / 10,35 ct/kWh. Die nächste Absenkung ist zum 01.08.2026 vorgesehen.

Ab 17.07.2027 verpflichtet die beschlossene EU-Verordnung 2024/1747 die Mitgliedstaaten, für neue geförderte PV- und EE-Anlagen zweiseitige Differenzverträge (Contracts for Difference, CfD) einzuführen. Mit CfDs gibt es erstmals eine Rückzahlungspflicht für Übergewinne oberhalb des Referenzpreises. Die nationale Umsetzung im EEG 2027 liegt als Entwurf/Planung vor.

Für repowerte Anlagen, deren Mehrleistung als Neuanlage gilt, kann ein CfD-Regime ab Mitte 2027 die Wirtschaftlichkeit verändern — ein langfristiges PPA, das vorher abgeschlossen wird, fixiert dagegen die heutigen Bedingungen über die gesamte Laufzeit. Beides gegeneinander abzuwägen ist Teil der Entscheidung.