Ein EE-PPA (Power Purchase Agreement für Strom aus erneuerbaren Energien) ist ein langfristiger Liefer- oder Finanzvertrag, mit dem ein Unternehmen Strom direkt von einer Wind- oder Solaranlage zu vorab vereinbarten Konditionen bezieht. Die EU definiert einen Strombezugsvertrag als Vertrag, in dessen Rahmen eine Person zustimmt, Strom von einem Stromerzeuger auf Marktbasis zu beziehen [Quelle: Verordnung (EU) 2019/943, Art. 2 Nr. 77, in der Fassung der Verordnung (EU) 2024/1747, EUR-Lex, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/?uri=CELEX%3A32024R1747]. Für Industrie und Gewerbe ist das EE-PPA damit ein Instrument der Strombeschaffung, des Preisrisikomanagements und der Dekarbonisierung zugleich.
Ein PPA ersetzt den Stromhandel nicht, sondern ergänzt ihn. Weil Solar- und Windstrom nicht dem Lastprofil eines Betriebs folgen, müssen Restmengen und Überschüsse über Terminmarkt, Day-Ahead- und Intraday-Markt beschafft oder verkauft werden. Wie stark Preise schwanken, zeigt 2025: Der Day-Ahead-Preis lag im Jahresmittel bei 89,32 €/MWh, in 573 Stunden war er negativ, in 40 Stunden lag er über 300 €/MWh [Quelle: Bundesnetzagentur, Pressemitteilung „Bundesnetzagentur veröffentlicht Daten zum Strommarkt 2025“, 05.01.2026, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260105_Smard.html].
Diese Seite erklärt die Funktionsweise von Stromhandel und EE-PPA, die gängigen Vertragsmodelle, die nötige Mess-, Prognose- und Bilanzierungsinfrastruktur, die rechtlichen Rahmenbedingungen und die wirtschaftlichen Kennzahlen, mit denen Unternehmen ein PPA bewerten sollten.
Inhaltsverzeichnis
Was bedeuten Stromhandel und EE-PPA?
Stromhandel bezeichnet den Kauf und Verkauf von Strom als Energiegroßhandelsprodukt – an der Börse (EEX für Termingeschäfte, EPEX SPOT für den Spotmarkt) oder außerbörslich (Over the Counter, OTC). Unternehmen handeln in der Regel nicht selbst, sondern über ihren Lieferanten oder einen Dienstleister, der Strommengen in ihrem Auftrag beschafft. Entscheidend ist, wann und zu welchen Preisen die Mengen fixiert werden und wer die Abweichungen zwischen beschafftem Profil und tatsächlichem Verbrauch trägt.
Ein EE-PPA ist ein spezieller Liefer- oder Absicherungsvertrag mit einer identifizierbaren Erzeugungsanlage. Der Abnehmer erhält in der Regel neben dem Strom bzw. der Preisabsicherung auch die Herkunftsnachweise der Anlage. Herkunftsnachweise werden in Deutschland nur für Strom ausgestellt, der keine EEG-Förderung erhält [Quelle: Umweltbundesamt, „Hintergrundwissen Ökostrom: Stromkennzeichen & Herkunftsnachweis“, 2026, https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/erneuerbare-energien/hintergrundwissen-oekostrom-stromkennzeichen]. Der Erzeuger verkauft seinen Strom dafür in der sonstigen Direktvermarktung Direktvermarktung.
Infobox: Begriffe kurz erklärt
- Baseload / Peakload: Lieferung mit konstanter Leistung über alle Stunden bzw. über die Stunden 8–20 Uhr an Werktagen.
- Future / Forward: Vertrag über eine Lieferung in der Zukunft zu einem heute fixierten Preis (börslich bzw. außerbörslich).
- Pay-as-produced (PAP): Der Abnehmer bezahlt jede tatsächlich erzeugte Megawattstunde zum PPA-Preis.
- Sleeving: Ein Energieversorger übernimmt die physische Belieferung und Strukturierung der PPA-Mengen gegen ein Entgelt.
- Capture Rate: Verhältnis des erzielten Marktwerts einer Technologie zum durchschnittlichen Börsenpreis.
Strompreisbestandteile: was sich über die Beschaffung beeinflussen lässt
Der Strompreis eines Unternehmens setzt sich aus Beschaffung und Vertrieb, Netzentgelten sowie Steuern, Abgaben und Umlagen zusammen. Für kleine bis mittlere Industriebetriebe lag der durchschnittliche Strompreis 2026 bislang bei 17,2 ct/kWh [Quelle: BDEW, „BDEW-Strompreisanalyse Herbst 2026“, 21.08.2026, https://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/bdew-strompreisanalyse/]. Über Stromhandel und PPA lässt sich nur der Beschaffungsanteil beeinflussen; Netzentgelte und Leistungspreise werden über Lastmanagement adressiert Peak-Shaving.
Tabelle 1: Strompreisbestandteile und Einflussmöglichkeiten
Bestandteil | Beeinflussbar durch | Hinweis |
|---|---|---|
Energiebeschaffung (Großhandelspreis, Strukturierung) | Beschaffungsstrategie, PPA, Flexibilität, dynamische Tarife | Größter variabler Block; Preisrisiko |
Netzentgelte (Arbeits- und Leistungspreis) | Lastmanagement, Peak-Shaving, Eigenverbrauch | Ab 2029 Kapazitätspreis nach AgNes-Entwurf |
Stromsteuer | Entlastung nach § 9b StromStG für Produzierendes Gewerbe | Seit 2026 dauerhaft 0,05 ct/kWh nach Entlastung |
Umlagen (EnFG) und Konzessionsabgabe | Kaum; teils Begrenzungsregelungen | Abhängig von Verbrauch und Branche |
Industriestrompreis-Beihilfe (2026–2028) | Antrag bei Berechtigung (KUEBLL-Liste) | Zielpreis 5 ct/kWh für max. 50 % des Verbrauchs |
Eigene Darstellung auf Basis BDEW-Strompreisanalyse Herbst 2026; StromStG; Angaben zum Industriestrompreis nach Berichterstattung zur EU-Genehmigung vom 16.04.2026; Primärquelle: BMWE, Förderrichtlinie Industriestrompreis, BAnz AT 06.05.2026 B1 (Vollzug: BAFA).
Zum Industriestrompreis: Nach der beihilferechtlichen Genehmigung durch die EU-Kommission am 16. April 2026 können Unternehmen aus Sektoren der Liste 1 der KUEBLL für die Jahre 2026 bis 2028 eine rückwirkende Entlastung für bis zu 50 % ihres Verbrauchs erhalten; für 2026 wird ein Referenzpreis von 8,744 ct/kWh und eine Entlastung von 3,744 ct/kWh berichtet, verbunden mit einer Reinvestitionspflicht [Quelle: Stadtwerke Witten, „Industriestrompreis 2026“, 2026, https://www.stadtwerke-witten.de/ueber-uns/aktuelles/magazin/industriestrompreis-2026; Primärquelle: BMWE, Förderrichtlinie Industriestrompreis, BAnz AT 06.05.2026 B1 (Vollzug: BAFA)]. Für die meisten mittelständischen Unternehmen ist die Beihilfe nicht zugänglich – sie bleiben auf eine kluge Beschaffung angewiesen.
Strommärkte im Überblick: Terminmarkt, Day-Ahead und Intraday
Der Großhandelsmarkt für Strom ist zeitlich gestaffelt. Je näher der Lieferzeitpunkt rückt, desto kürzer werden die Produkte und desto stärker spiegeln die Preise Wetter, Verfügbarkeit von Kraftwerken und tatsächliche Nachfrage wider.
Tabelle 2: Marktsegmente des Stromgroßhandels
Marktsegment | Produkte / Zeitraum | Bedeutung für Unternehmen |
|---|---|---|
Terminmarkt (EEX, OTC) | Jahres-, Quartals-, Monatsprodukte Base/Peak bis mehrere Jahre im Voraus | Preisabsicherung, Budgetplanung, Tranchenbeschaffung |
Day-Ahead-Markt (EPEX SPOT) | Auktion am Vortag; seit 01.10.2025 in Viertelstundenauflösung | Referenz für Spot-Tarife, dynamische Preise, Marktwerte |
Intraday-Markt (EPEX SPOT) | Kontinuierlicher Handel bis kurz vor Lieferung | Ausgleich von Prognoseabweichungen, Flexibilitätsvermarktung |
Regelenergie / Ausgleichsenergie | Vorhaltung und Abruf durch Übertragungsnetzbetreiber | Kostenfaktor für Abweichungen im Bilanzkreis; Erlösquelle für Flexibilität |
Eigene Darstellung; Viertelstundenauflösung Day-Ahead nach EPEX SPOT [Quelle: EPEX SPOT, „15-minute products live in EPEX SPOT Day-Ahead markets“, 2025, https://www.epexspot.com/en/news/15-minute-products-live-epex-spot-day-ahead-markets; Titel und Datum werden derzeit geprüft].
Termin- und Spotmarkt hängen zusammen: Ein im Jahr 2024 gehandeltes Jahresprodukt mit Lieferung 2025 kostete im Durchschnitt rund 88,70 €/MWh und entsprach damit fast genau dem späteren Day-Ahead-Durchschnitt von 89,32 €/MWh [Quelle: Bundesnetzagentur, Pressemitteilung vom 05.01.2026, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260105_Smard.html]. Terminpreise sind also keine Prognose mit Garantie, aber ein marktbasierter Erwartungswert. Für das Lieferjahr 2027 notierte das Base-Jahresprodukt am Terminmarkt im Sommer 2026 in einer Größenordnung von rund 100 bis 115 €/MWh [Quelle wird derzeit geprüft: aktuelle Settlement-Preise der EEX, https://www.eex.com/de/marktdaten/strom/futures].
Beschaffungsstrategien für Unternehmen
Welche Beschaffungsstrategie passt, hängt von Verbrauchsmenge, Lastprofil, Risikobereitschaft, Budgetzyklus und vorhandener Flexibilität ab. In der Praxis haben sich vier Grundmodelle etabliert:
Tabelle 3: Beschaffungsmodelle im Vergleich
Modell | Funktionsweise | Geeignet für |
|---|---|---|
Festpreisvertrag (Vollversorgung) | Lieferant fixiert Preis für Laufzeit; trägt Mengen- und Strukturrisiko | Kleinere Verbraucher mit geringem Risikoappetit |
Tranchenbeschaffung | Teilmengen werden zu mehreren Zeitpunkten am Terminmarkt fixiert; Rest über Spot | Mittlere und große Verbraucher mit Planungsprozess |
Spot-Indexierung / dynamischer Tarif | Preis folgt Day-Ahead-Preisen je Viertelstunde bzw. Stunde | Unternehmen mit Flexibilität, Speicher oder Eigenerzeugung |
Portfolio mit PPA | PPA deckt einen Teil der Menge; Rest strukturiert über Termin- und Spotmarkt | Unternehmen mit Dekarbonisierungszielen und langfristiger Standortperspektive |
Eigene Darstellung.
Für die meisten mittelständischen Unternehmen ist ein Portfolioansatz sinnvoll: eine Grundabsicherung über Termin- oder PPA-Mengen, ergänzt um einen flexiblen Spotanteil, der durch Lastverschiebung, Eigenerzeugung und Speicher aktiv bewirtschaftet wird Eigenverbrauchsoptimierung.
EE-PPA: Vertragsmodelle und Preisstrukturen
Nach Lieferweg
- On-site-PPA: Die Anlage steht auf dem Gelände oder in unmittelbarer Nähe; Lieferung über eine eigene Leitung ohne Nutzung des öffentlichen Netzes. Netzentgelte entfallen für diese Mengen, dafür sind Messkonzept, Stromsteuer und Lieferantenpflichten zu klären.
- Off-site-PPA, physisch: Die Anlage speist ins öffentliche Netz ein; die Mengen werden über Bilanzkreise an den Abnehmer übertragen, häufig mit einem Versorger als Sleeving-Partner.
- Off-site-PPA, finanziell (virtuell): Es fließt kein Strom zwischen den Vertragspartnern. Erzeuger und Abnehmer handeln ihren Strom jeweils am Markt und gleichen die Differenz zum vereinbarten Preis finanziell aus (Contract for Difference).
Nach Preis- und Mengenstruktur
Tabelle 4: Preis- und Mengenstrukturen von EE-PPA
Struktur | Mengen- und Profilrisiko | Kommentar |
|---|---|---|
Pay-as-produced (PAP) | Beim Abnehmer | Niedrigster Preis; Abnehmer trägt Wetter- und Profilrisiko |
Pay-as-nominated / Fahrplan | Geteilt nach Nominierung | Erzeuger liefert nach angemeldetem Fahrplan |
Baseload-Profil (strukturiert) | Beim Erzeuger bzw. Strukturierer | Höherer Preis wegen Strukturierungskosten |
Hybrid-PPA (PV + Wind + Speicher) | Reduziert durch Profilergänzung | Gleichmäßigere Lieferung, Speicher glättet Mittagsspitze |
Floor/Cap-Modelle | Preisrisiko begrenzt | Mindest- und Höchstpreise statt Festpreis |
Eigene Darstellung.
Besonders wichtig sind Regelungen zu negativen Preisen: Ob der Abnehmer in Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen zahlt, ob die Anlage abgeregelt wird und wie ausgefallene Mengen behandelt werden, verschiebt Risiken in erheblicher Größenordnung. Die dena beobachtet, dass der Umgang mit negativen Stunden zunehmend über spezifische Vereinbarungen geregelt wird [Quelle: Deutsche Energie-Agentur (dena), „PPA-Marktanalyse 2025“, April 2026, https://www.dena.de/fileadmin/dena/Publikationen/PDFs/2026/PPA_Marktanalyse_2025.pdf; Seitenzahl wird derzeit geprüft].
On-site-PPA
StromErzeugerAbnehmer
GeldAbnehmerErzeuger
HerkunftsnachweiseErzeugerAbnehmer
Physisches Off-site-PPA
StromErzeugerVersorger/Sleeving-PartnerAbnehmer
GeldAbnehmerErzeuger
HerkunftsnachweiseErzeugerAbnehmer
Finanzielles PPA
StromErzeugerBörseVersorger/Sleeving-PartnerAbnehmer
GeldAbnehmerErzeuger
HerkunftsnachweiseErzeugerAbnehmer
Eigene Darstellung · Strom-, Geld- und HKN-Flüsse
Der PPA-Markt in Deutschland: aktuelle Entwicklung
Nach einem starken Wachstum in den Jahren 2023 und 2024 hat sich der deutsche PPA-Markt 2025 abgeschwächt. Nach der PPA-Marktanalyse der dena fiel Deutschland im europäischen Vergleich vom zweiten auf den vierten Platz hinter Spanien, Italien und Polen zurück; die Zahl der PPA- und FPA-Abschlüsse sank von 51 auf 27 und die vertraglich gesicherte Kapazität von 2,2 auf 1,3 GW [Quelle: dena, „PPA-Marktanalyse 2025“, April 2026, https://www.dena.de/fileadmin/dena/Publikationen/PDFs/2026/PPA_Marktanalyse_2025.pdf].
Den stärksten Rückgang verzeichnete das Solar-PPA-Segment. Als Hauptursachen nennt die dena sinkende Capture Rates, Risiken durch negative Preise und eine gesunkene Nachfrage von Unternehmen. Gleichzeitig wachsen Fixed-Price-Agreements für Batteriespeicher: Ihr Volumen stieg von 140 auf 249 MW, die häufigste Struktur sind Tolling-Verträge [Quelle: dena, „PPA-Marktanalyse 2025“, a. a. O.]. Zudem werden vermehrt kurzfristige PPAs mit Laufzeiten unter fünf Jahren abgeschlossen [Quelle: dena, „PPA-Marktanalyse 2025“, Infoseite, https://www.dena.de/infocenter/ppa-marktanalyse-2025/].
Zur Preisorientierung: Die dena gibt auf Basis von Pexapark für ein zehnjähriges Pay-as-produced-Solar-PPA mit Lieferbeginn 1. Januar 2027 eine Indikation von 40 bis 48 €/MWh an (Stand Juli 2025, ohne Kosten für Ausgleichsenergie, Herkunftsnachweise und Kreditrisiko) [Quelle: dena, „PPA-Marktanalyse 2024“, 2025, https://www.dena.de/fileadmin/dena/Publikationen/PDFs/2025/PPA_Marktanalyse_2024.pdf]. Aktuelle Preise für Abschlüsse im Herbst 2026 sollten über Marktindizes oder Angebote eingeholt werden [Quelle wird derzeit geprüft].
Risiken im PPA und wie sie verteilt werden
Ein PPA ist ein Risikotransfer über viele Jahre. Die wichtigsten Risikokategorien sind:
- Preisrisiko: Fallen Marktpreise unter den PPA-Preis, zahlt der Abnehmer mehr als am Markt; steigen sie, profitiert er.
- Mengen- und Wetterrisiko: Bei PAP-Strukturen schwankt die gelieferte Menge mit Einstrahlung und Wind.
- Profil- bzw. Shape-Risiko: Die Erzeugung fällt zeitlich nicht mit dem Verbrauch zusammen; Überschüsse müssen zu niedrigen, Fehlmengen zu höheren Preisen ausgeglichen werden.
- Kannibalisierung: Mit wachsendem PV-Ausbau sinkt der Marktwert von Solarstrom; der Jahresmarktwert Solar lag 2025 bei 4,508 ct/kWh, der Jahresmarktwert aller Energieträger bei 8,932 ct/kWh [Quelle: netztransparenz.de, Marktwertübersicht, https://www.netztransparenz.de/de-de/Erneuerbare-Energien-und-Umlagen/EEG/Transparenzanforderungen/Marktpr%C3%A4mie/Marktwert%C3%BCbersicht].
- Ausfallrisiko (Bonität): Über zehn Jahre muss jede Partei leisten können; die EU nennt das Risiko eines Zahlungsausfalls des Käufers ausdrücklich als Hemmnis für PPAs [Quelle: Verordnung (EU) 2024/1747, Erwägungsgrund 28, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/?uri=CELEX%3A32024R1747].
- Regulatorisches Risiko: Änderungen bei Netzentgelten, Steuern, Umlagen oder Fördersystemen (z. B. EEG 2027, AgNes) können die Wirtschaftlichkeit verändern.
Gute PPA-Verträge regeln diese Risiken ausdrücklich: über Preisstrukturen, Mengenbänder, Regeln für negative Preise, Sicherheiten (Garantien, Bürgschaften), Change-in-Law-Klauseln und Kündigungsrechte.
Technische Infrastruktur: Messung, Prognose, Bilanzierung und Energiemanagement
Stromhandel und PPA sind nur so gut wie die Daten, auf denen sie beruhen. Die Wirkungskette lautet: Messung → Lastprognose → Beschaffungsplan bzw. Fahrplan → Bilanzkreis → Abweichungsausgleich → Abrechnung.
Messdaten und Lastgang
Unternehmen mit mehr als 100.000 kWh Jahresverbrauch werden viertelstündlich gemessen – durch Zählerstandsgang- oder registrierende Lastgangmessung [Quelle: Messstellenbetriebsgesetz (MsbG), § 55 Abs. 1, https://www.gesetze-im-internet.de/messbg/__55.html]. Diese Viertelstundenwerte sind die Grundlage für die Bewertung eines PPA: Erst der Abgleich zwischen Erzeugungsprofil der PPA-Anlage und Lastgang zeigt, welcher Anteil zeitgleich genutzt werden kann und welche Mengen als Überschuss oder Restbedarf am Markt ausgeglichen werden müssen.
Prognose und Fahrplan
Für eine strukturierte Beschaffung wird der Verbrauch für den Folgetag und für längere Zeiträume prognostiziert – auf Basis historischer Lastgänge, Produktionsplanung, Kalendereffekten und Wetterdaten. Bei PPA-Mengen kommt die Erzeugungsprognose hinzu. Abweichungen zwischen angemeldetem Fahrplan und Ist-Werten werden im Bilanzkreis über Ausgleichsenergie abgerechnet; die Kosten trägt je nach Vertrag der Lieferant, der Sleeving-Partner oder das Unternehmen.
Energiemanagementsystem und Schnittstellen
Ein Energiemanagementsystem verbindet Beschaffung und Betrieb: Es empfängt Preis- und Fahrplansignale über Schnittstellen (APIs) des Lieferanten, kennt den aktuellen Netzbezug aus Echtzeitmessung und steuert flexible Verbraucher, Batteriespeicher oder Eigenerzeugung über Feldbusprotokolle wie Modbus TCP. Damit lassen sich Restmengen in günstige Viertelstunden verschieben und Abweichungen vom Fahrplan begrenzen Energiemanagement & EMS. Für steuerbare Anlagen hinter dem Netzanschluss stellt das BSI mit der TR-03109-5 Mindestanforderungen an die sichere Anbindung über das Smart Meter Gateway [Quelle: BSI, „Technische Richtlinie BSI TR-03109-5“, https://www.bsi.bund.de/DE/Themen/Unternehmen-und-Organisationen/Standards-und-Zertifizierung/Smart-metering/Kommunikationsadapter/TechnRichtlinie/TR-03109-5.html].
- Zeitgleiche Deckung
- Restbedarf
- Überschuss
- Last
- PPA-Erzeugung
Beispielhafter Verlauf. Eigene Modellierung auf Basis monatlicher PVGIS-Mittelprofile (SARAH3, 2005–2023): Trier, 30° Süd, 14 % pauschale Verluste; Bandlast 20.000 MWh/a, Solarprofil 8.000 MWh/a. Stündliche Strahlungswerte linear auf 15 Minuten interpoliert; MEZ. Quelle: European Commission, Joint Research Centre / PVGIS 5.3; Abruf 24.10.2026.
European Commission, Joint Research Centre / PVGIS
European Commission, Joint Research Centre / PVGIS
Flexibilität, Speicher und dynamische Strompreise
Mit wachsendem Anteil von Wind- und Solarstrom steigt die Spreizung der Preise innerhalb eines Tages. 2025 gab es neben 573 Stunden mit negativen Preisen auch 40 Stunden mit Preisen über 300 €/MWh [Quelle: Bundesnetzagentur, Pressemitteilung vom 05.01.2026, a. a. O.]. Wer Verbrauch verschieben kann, senkt damit seinen Beschaffungspreis und reduziert gleichzeitig das Profilrisiko eines Solar-PPA.
- Lastverschiebung: Produktionsschritte, Kälte, Druckluft, Ladeinfrastruktur oder Wärmeerzeugung in Zeiten niedriger Preise bzw. hoher PPA-Erzeugung legen.
- Batteriespeicher: Mittagsüberschüsse aus dem PPA speichern und in Abendstunden nutzen; die dena beobachtet Batteriespeicher und Co-Location als wesentlichen Bestandteil des PPA-Marktes [Quelle: dena, „PPA-Marktanalyse 2025“, Infoseite, https://www.dena.de/infocenter/ppa-marktanalyse-2025/].
- Dynamische Tarife: Spot-indexierte Restmengen erlauben, Flexibilität direkt in Kostenvorteile umzusetzen.
- Grenzen: Lastverschiebung darf Lastspitzen und damit Leistungspreise nicht erhöhen; Beschaffungs- und Netzentgeltoptimierung müssen gemeinsam betrachtet werden Peak-Shaving.
Eigene Darstellung auf Basis von Daten der Bundesnetzagentur | SMARD.de, Marktgebiet DE-LU. CC BY 4.0; Abruf 24.10.2026. Arithmetische Mittel der Viertelstundenpreise je lokaler Stunde und Quartal 2025. Q1: Januar–März, Q2: April–Juni, Q3: Juli–September, Q4: Oktober–Dezember. Keine Interpolation; vor Oktober in SMARD innerhalb der Stunde wiederholte Preise.
Wirtschaftlichkeit eines EE-PPA: Kennzahlen und Beispielrechnung
Entscheidende Kennzahlen
- Effektiver Beschaffungspreis (€/MWh) über das Gesamtportfolio aus PPA, Termin- und Spotmengen.
- Zeitgleiche Deckungsquote: Anteil der PPA-Menge, der zeitgleich im Betrieb verbraucht wird.
- Profil- und Strukturkosten (€/MWh): Sleeving-Entgelt, Ausgleichsenergie, Wiederverkaufsverlust für Überschüsse.
- Absicherungsquote: Anteil des Verbrauchs mit fixiertem Preis über die Planungsperiode.
- Barwert der Mehr- oder Minderkosten gegenüber Terminmarkt-Szenarien sowie Value-at-Risk des Portfolios.
- Wert der Herkunftsnachweise und Beitrag zur Reduktion marktbasierter Scope-2-Emissionen [Methodik wird anhand der GHG Protocol Scope 2 Guidance derzeit geprüft].
Beispielrechnung: Industriebetrieb mit Bandlast und Solar-PPA
Das folgende Beispiel zeigt die Rechenlogik. Alle Preise sind Orientierungs- bzw. Beispielwerte und ersetzen keine Portfoliobewertung. Ein Betrieb verbraucht 20.000 MWh pro Jahr nahezu als Bandlast. Er schließt ein zehnjähriges Pay-as-produced-Solar-PPA über rund 8.000 MWh pro Jahr ab. Wegen Mittags- und Wochenendüberschüssen werden 20 % der PPA-Menge nicht zeitgleich genutzt und am Spotmarkt wieder verkauft.
Tabelle 5: Beispielrechnung Portfolio mit Solar-PPA (Beispielwerte, je Jahr)
Position | Portfolio mit PPA | Nur Terminmarkt |
|---|---|---|
Verbrauch | 20.000 MWh | 20.000 MWh |
PPA-Menge × Preis | 8.000 MWh × 50 €/MWh = 400.000 € | – |
Sleeving/Strukturierung | 8.000 MWh × 4 €/MWh = 32.000 € | – |
Wiederverkauf Überschuss | 1.600 MWh × 35 €/MWh = −56.000 € | – |
Restmenge Termin-/Spotmarkt | 13.600 MWh × 108 €/MWh = 1.468.800 € | 20.000 MWh × 108 €/MWh = 2.160.000 € |
Summe Energiebeschaffung | 1.844.800 € | 2.160.000 € |
Effektiver Preis | 92,24 €/MWh | 108,00 €/MWh |
Sensitivität: Marktpreis 78 €/MWh | 71,84 €/MWh | 78,00 €/MWh |
Sensitivität: Marktpreis 58 €/MWh | 58,24 €/MWh | 58,00 €/MWh |
Eigene Berechnung mit Beispielwerten. PPA-Preis orientiert an der Pexapark-Indikation in dena, PPA-Marktanalyse 2024, zuzüglich Aufschlag; Marktpreis 108 €/MWh = angenommener Terminpreis Base plus Strukturierungsaufschlag. Ohne Netzentgelte, Steuern, Umlagen und Wert der Herkunftsnachweise.
Das Ergebnis zeigt die Logik eines PPA: Bei hohen Marktpreisen senkt es den effektiven Beschaffungspreis deutlich, bei niedrigen Marktpreisen ist es neutral oder teurer. Ein PPA ist damit vor allem ein Absicherungsinstrument. Sein Wert liegt in der Planbarkeit über zehn Jahre und in den Herkunftsnachweisen – nicht in einer garantierten Einsparung. Entscheidend sind PPA-Preis, Wiederverkaufswert der Überschüsse und Strukturierungskosten.
- Portfolio mit PPA
- Ohne PPA
Beispielwerte: 20.000 MWh Verbrauch; 8.000 MWh PPA × 50 €/MWh; 4 €/MWh Sleeving; 1.600 MWh Wiederverkauf × 35 €/MWh; 13.600 MWh Restmenge.
Eigene Berechnung mit Beispielwerten. PPA-Preis orientiert an der Pexapark-Indikation in dena, PPA-Marktanalyse 2024, zuzüglich Aufschlag; Marktpreis 108 €/MWh = angenommener Terminpreis Base plus Strukturierungsaufschlag. Ohne Netzentgelte, Steuern, Umlagen und Wert der Herkunftsnachweise.
Eigene Berechnung mit Beispielwerten. PPA-Preis orientiert an der Pexapark-Indikation in dena, PPA-Marktanalyse 2024, zuzüglich Aufschlag; Marktpreis 108 €/MWh = angenommener Terminpreis Base plus Strukturierungsaufschlag. Ohne Netzentgelte, Steuern, Umlagen und Wert der Herkunftsnachweise.
Rechtlicher und regulatorischer Rahmen
Europäisches Recht
Mit der Reform des EU-Strommarktdesigns wurde ein eigenes Kapitel zu Strombezugsverträgen in die Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung eingefügt. Nach Art. 19a fördern die Mitgliedstaaten die Verbreitung von PPAs, beseitigen ungerechtfertigte Hemmnisse und können Instrumente wie staatlich gedeckte Garantieregelungen zu Marktpreisen, private Garantien oder Fazilitäten zur Nachfragebündelung einsetzen [Quelle: Verordnung (EU) 2024/1747, Art. 1 (Einfügung Art. 19a in die Verordnung (EU) 2019/943), EUR-Lex, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/?uri=CELEX%3A32024R1747]. Wie Deutschland diese Vorgabe konkret umsetzt, sollte zum Zeitpunkt der Veröffentlichung geprüft werden [Quelle wird derzeit geprüft].
Für den Großhandel gilt zudem die REMIT-Verordnung über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarkts, die mit der Verordnung (EU) 2024/1106 zum 7. Mai 2024 umfassend aktualisiert wurde; sie verbietet Insiderhandel und Marktmanipulation [Quelle: Bundesnetzagentur, „REMIT – Grundlagen“, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/HandelundVertrieb/REMIT/1Grundlagen/start.html]. Ob ein PPA melde- oder registrierungspflichtig ist, hängt von Vertragsart und Größe der Verbrauchseinheit ab und sollte im Einzelfall geprüft werden [Quelle wird derzeit geprüft].
Nationales Recht
- EEG: Der Erzeuger vermarktet PPA-Strom in der sonstigen Direktvermarktung nach § 21a EEG; Herkunftsnachweise werden nach § 79 EEG vom Umweltbundesamt ausgestellt, das Doppelvermarktungsverbot nach § 80 EEG schließt EEG-Förderung und Grünstromvermarktung für dieselbe Menge aus [Quelle: EEG 2023, https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__80.html].
- EnWG: Wer Strom an Letztverbraucher liefert, übernimmt Lieferantenpflichten; bei On-site-Modellen sind Kundenanlage und Direktleitung abzugrenzen [Quelle: Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), § 3, https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__3.html; Einzelnummern werden derzeit geprüft].
- Stromsteuer: Steuerentstehung und Befreiungen nach §§ 5, 9 StromStG hängen davon ab, wer Versorger ist und ob Strom aus dem Netz entnommen wird [Quelle: Stromsteuergesetz, https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg/__9.html].
- Finanzmarktregulierung: Finanzielle PPAs können als Derivate gelten; ob Anforderungen nach EMIR oder MiFID II greifen, ist rechtlich zu prüfen [Quelle wird derzeit geprüft].
- Bilanzierung: Langfristige PPAs können in der Handels- und IFRS-Bilanz als Derivate oder schwebende Geschäfte zu behandeln sein; das sollte mit dem Abschlussprüfer abgestimmt werden [Quelle wird derzeit geprüft].
On-site-PPA, Netzanschluss und Infrastruktur
Ein On-site-PPA verbindet Beschaffung und Energieinfrastruktur unmittelbar: Ein Dritter errichtet und betreibt eine PV-Anlage oder einen Speicher auf dem Betriebsgelände und liefert den Strom ohne Nutzung des öffentlichen Netzes. Für das Unternehmen entfallen Investition und Betriebsrisiko; dafür bindet es sich langfristig an einen Lieferpreis. Netzentgelte fallen für diese Mengen nicht an, ein Teil der Wirtschaftlichkeit hängt deshalb von der künftigen Netzentgeltsystematik ab – nach dem AgNes-Festlegungsentwurf soll ab 2029 für Verbraucher mit mehr als 100.000 kWh ein Kapazitätspreis den Leistungspreis ersetzen [Quelle: Bundesnetzagentur, Pressemitteilung vom 06.08.2026, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260806_Agnes.html; Ausgestaltung nach CMS, „AgNes-Verfahren: Neue Vorgaben für Verbraucher und Industrie“, 2026, https://cms.law/de/deu/legal-updates/agnes-verfahren-neue-vorgaben-fuer-verbraucher-und-industrie].
Für die technische Umsetzung sind zu klären: Messkonzept mit getrennter Erfassung von Drittlieferung, Eigenverbrauch und Netzbezug; Einbindung in die Mittel- oder Niederspannungsanlage und Schutzkonzept; Anbindung an das Energiemanagementsystem; Regelungen für Rückbau, Dachsanierung und Betriebsunterbrechung. Werden mehrere Unternehmen an einem Standort versorgt, entstehen Schnittstellen zum Thema gemeinsame Nutzung von Strom Energy Sharing.
Typische Fehler bei Stromhandel und PPA
- PPA-Preis mit dem Börsendurchschnitt vergleichen: Relevant ist der effektive Portfoliopreis inklusive Profil-, Sleeving- und Wiederverkaufskosten.
- Lastgang ignorieren: Ohne Viertelstundenabgleich zwischen Erzeugungsprofil und Verbrauch werden Deckungsquote und Überschüsse falsch eingeschätzt.
- PPA zu groß dimensionieren: Hohe Überschussmengen bei Solar-PPAs werden zu niedrigen Marktwerten verkauft.
- Negative Preise vertraglich offen lassen: Ohne klare Regel trägt der Abnehmer womöglich Kosten für Strom, den er nicht nutzen kann.
- Bonität und Sicherheiten unterschätzen: Lange Laufzeiten erfordern belastbare Sicherheitenregelungen für beide Seiten.
- Beschaffung isoliert betrachten: Netzentgelte, Eigenerzeugung, Flexibilität und Speicher verändern das optimale Portfolio.
- Herkunftsnachweise und Scope-2-Berichterstattung nicht einplanen: Übertragung, Entwertung und Nachweisführung müssen vertraglich gesichert sein.
Ausblick: Stromhandel und EE-PPA bis 2030
Drei Entwicklungen prägen die kommenden Jahre. Erstens verändert die Netzentgeltreform die Kostenstruktur: Mit Kapazitätspreisen ab 2029 gewinnt die Frage an Bedeutung, wie Beschaffung, Flexibilität und Netzanschlussleistung zusammenwirken. Zweitens soll das EEG nach dem Regierungsentwurf vom 29. Juli 2026 neue Anlagen stärker an Preissignalen ausrichten und die feste Einspeisevergütung beenden [Quelle: Bundesregierung, „Kabinett beschließt EEG-Novelle und Netzpaket“, 29.07.2026, https://www.bundesregierung.de/breg-de/aktuelles/kabinett-eeg-novelle-netzpaket-strom-2448636]; das Verhältnis zwischen geförderten Anlagen und PPA-Markt wird sich dadurch neu ordnen [Details werden anhand des Gesetzestextes derzeit geprüft].
Drittens werden PPAs strukturierter: Hybrid-PPAs mit Wind, Solar und Speicher, Tolling-Verträge für Batteriespeicher und kürzere Laufzeiten reagieren auf Kannibalisierung und negative Preise. Für Unternehmen bedeutet das: Der Markt bietet mehr Produkte, verlangt aber auch mehr Daten- und Steuerungskompetenz am eigenen Standort.
Eigene Darstellung mit den veröffentlichten Werten aus dena: PPA-Marktanalyse 2025, S. 4 (April 2026); Datengrundlage Pexapark. Einheitlicher Berichtsstand für 2023–2025: öffentlich angekündigte langfristige PPAs (> 5 Jahre) und FPAs. Gesamtkapazitäten sind im Bericht auf eine Dezimalstelle in GW gerundet. Batterie-FPA werden mit den berichteten MW ausgewiesen. Abruf 24.10.2026.
Fazit: EE-PPA und Stromhandel als Baustein der Energieinfrastruktur
Ein EE-PPA ist für Unternehmen vor allem ein Instrument zur langfristigen Preisabsicherung und zur Dekarbonisierung der Strombeschaffung. Es ersetzt nicht den Stromhandel, sondern bildet den Kern eines Portfolios, das Restmengen über Terminmarkt, Day-Ahead- und Intraday-Markt strukturiert. Die Beispielrechnung zeigt: Ob ein PPA günstiger ist als die Beschaffung am Terminmarkt, hängt vom künftigen Marktpreisniveau, vom PPA-Preis, vom Profil und von den Strukturierungskosten ab.
Der deutsche PPA-Markt hat sich 2025 abgekühlt, insbesondere bei Solar-PPAs mit sinkenden Capture Rates und mehr negativen Preisen. Gleichzeitig entstehen neue Strukturen mit Speichern und kürzeren Laufzeiten. Technisch setzt ein erfolgreiches PPA viertelstündliche Lastgangdaten, Prognosen, eine saubere Bilanzierung und ein Energiemanagementsystem voraus, das Flexibilität aktiv nutzt.
Strategisch lohnt sich ein EE-PPA besonders für Unternehmen mit stabilem, planbarem Verbrauch, langfristiger Standortperspektive und Klimazielen. Wer Beschaffung, Netzanschluss, Eigenerzeugung und Flexibilität gemeinsam plant, macht aus dem Stromeinkauf einen gesteuerten Teil der Energieinfrastruktur.
Häufig gestellte Fragen (FAQ) zu EE-PPA und Stromhandel
Was ist ein EE-PPA?
Ein EE-PPA ist ein langfristiger Stromliefer- oder Absicherungsvertrag zwischen einem Unternehmen und dem Betreiber einer Wind- oder Solaranlage. Der Abnehmer sichert sich für typischerweise fünf bis fünfzehn Jahre einen festen oder strukturierten Preis und erhält in der Regel die Herkunftsnachweise der Anlage. Der Erzeuger gewinnt planbare Erlöse für seine Finanzierung. EE-PPAs können physisch über das Netz, als On-site-Lieferung auf dem Betriebsgelände oder rein finanziell als Differenzvertrag gestaltet werden. In Deutschland wird der PPA-Strom außerhalb der EEG-Förderung in der sonstigen Direktvermarktung verkauft.
Für welche Unternehmen lohnt sich ein PPA?
Ein PPA eignet sich vor allem für Unternehmen mit einem planbaren Jahresverbrauch ab einigen Gigawattstunden, langfristiger Standortperspektive, guter Bonität und Klimazielen, etwa für die Scope-2-Berichterstattung. Für kleinere Verbraucher sind gebündelte Modelle über Versorger, On-site-PPAs oder Anteile an Portfolios oft praktikabler. Ob sich ein PPA rechnet, hängt vom Vergleich mit Terminmarkt-Szenarien, vom Lastprofil und von den Kosten für Strukturierung und Ausgleich ab. Ein PPA ist in erster Linie eine Preisabsicherung; eine Einsparung ist nicht garantiert.
Was kostet ein Solar-PPA?
Die dena nennt auf Basis von Pexapark für ein zehnjähriges Pay-as-produced-Solar-PPA mit Lieferbeginn 2027 eine Indikation von 40 bis 48 €/MWh mit Stand Juli 2025, ohne Kosten für Ausgleichsenergie, Herkunftsnachweise und Kreditrisiko. Für den Abnehmer kommen Kosten für Sleeving, Strukturierung und den Wiederverkauf von Überschüssen hinzu. Aktuelle Preise schwanken mit dem Terminmarkt, den Capture Rates und den Vertragsregeln für negative Preise. Belastbare Werte liefern nur aktuelle Angebote oder Marktindizes zum Abschlusszeitpunkt.
Was ist der Unterschied zwischen physischem und finanziellem PPA?
Beim physischen PPA wird der Strom über Bilanzkreise tatsächlich an den Abnehmer geliefert, meist mit einem Versorger, der die Mengen strukturiert und Fehlmengen ausgleicht. Beim finanziellen oder virtuellen PPA verkauft der Erzeuger seinen Strom am Markt, der Abnehmer kauft weiterhin bei seinem Lieferanten. Beide gleichen die Differenz zwischen Marktpreis und vereinbartem PPA-Preis finanziell aus. Finanzielle PPAs sind flexibler, können aber finanzmarktrechtliche und bilanzielle Anforderungen auslösen, die vorab geprüft werden sollten.
Welche Rolle spielen Day-Ahead- und Intraday-Markt beim PPA?
Day-Ahead- und Intraday-Markt bestimmen den Wert von Überschüssen und die Kosten von Fehlmengen. Bei einem Solar-PPA fällt die Erzeugung mittags und im Sommer an, wenn Preise oft niedrig oder negativ sind. Restmengen am Abend, in der Nacht und im Winter müssen dagegen häufig zu höheren Preisen beschafft werden. Seit Oktober 2025 wird der Day-Ahead-Markt in Viertelstunden gehandelt. Unternehmen mit flexiblen Lasten oder Batteriespeichern können diese Preisspreizung nutzen und das Profilrisiko eines PPA verringern.
Wie werden negative Strompreise im PPA geregelt?
Übliche Regelungen sind: Der Abnehmer zahlt bei negativen Preisen nicht, die Anlage wird abgeregelt und die Menge entfällt; oder es gilt ein Mindestpreis von null; oder die Mengen werden gegen eine Kompensation weiter abgenommen. 2025 gab es in Deutschland 573 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen, überwiegend zur Mittagszeit. Für Solar-PPAs ist die Regelung daher wirtschaftlich bedeutend. Die dena beobachtet, dass der Umgang mit negativen Stunden zunehmend vertraglich spezifisch vereinbart wird.
Kann ein PPA mit eigener PV-Anlage und Speicher kombiniert werden?
Ja. Eine eigene PV-Anlage deckt Verbrauch am Standort ohne Netzentgelte, ein PPA sichert weitere Mengen und Preise ab, und ein Batteriespeicher verschiebt Überschüsse in teure Stunden oder kappt Lastspitzen. Entscheidend ist, die Profile nicht doppelt einzuplanen: Eigenerzeugung und Solar-PPA liefern zur gleichen Tageszeit. Oft ist deshalb ein Wind-PPA oder ein Hybrid-PPA die bessere Ergänzung zur eigenen PV-Anlage. Ein Energiemanagementsystem koordiniert Eigenerzeugung, PPA-Fahrplan, Speicher und flexible Lasten.
Welche rechtlichen Rahmenbedingungen gelten für PPAs?
Auf EU-Ebene verpflichtet Art. 19a der Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung in der Fassung von 2024 die Mitgliedstaaten, PPAs zu fördern und Hemmnisse abzubauen, etwa durch Garantieinstrumente. Für den Großhandel gelten die REMIT-Vorgaben gegen Insiderhandel und Marktmanipulation. National sind vor allem die sonstige Direktvermarktung nach § 21a EEG, Herkunftsnachweise nach § 79 EEG, das Doppelvermarktungsverbot nach § 80 EEG, Lieferantenpflichten nach dem EnWG und die Stromsteuer relevant. Bei finanziellen PPAs kommen Finanzmarkt- und Bilanzierungsfragen hinzu.
Quellenverzeichnis
[1] Verordnung (EU) 2024/1747 des Europäischen Parlaments und des Rates zur Änderung der Verordnungen (EU) 2019/942 und (EU) 2019/943 (u. a. Art. 19a, Erwägungsgründe 28–30). EUR-Lex. https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/?uri=CELEX%3A32024R1747
[2] Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt, konsolidierte Fassung (Art. 2 Nr. 77). EUR-Lex. https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/PDF/?uri=CELEX%3A02019R0943-20240716
[3] Bundesnetzagentur: Pressemitteilung „Bundesnetzagentur veröffentlicht Daten zum Strommarkt 2025“. 05.01.2026. https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260105_Smard.html
[4] Bundesnetzagentur: SMARD – Strommarktdaten für Deutschland. https://www.smard.de/home
[5] Umweltbundesamt: Hintergrundwissen Ökostrom: Stromkennzeichen & Herkunftsnachweis. 2026. https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/erneuerbare-energien/hintergrundwissen-oekostrom-stromkennzeichen
[6] BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft: BDEW-Strompreisanalyse Herbst 2026. 21.08.2026. https://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/bdew-strompreisanalyse/
[7] Stadtwerke Witten: Industriestrompreis 2026. 2026. https://www.stadtwerke-witten.de/ueber-uns/aktuelles/magazin/industriestrompreis-2026 (Sekundärquelle; Primärquelle: BMWE, Förderrichtlinie Industriestrompreis, BAnz AT 06.05.2026 B1 (Vollzug: BAFA); Referenzpreis 8,744 ct/kWh und Differenzpreis 3,744 ct/kWh für 2026 bestätigt)
[8] EPEX SPOT: 15-minute products live in EPEX SPOT Day-Ahead markets. 2025. https://www.epexspot.com/en/news/15-minute-products-live-epex-spot-day-ahead-markets [Titel und Datum werden derzeit geprüft]
[9] European Energy Exchange (EEX): Marktdaten Strom-Futures. https://www.eex.com/de/marktdaten/strom/futures [konkrete Settlement-Werte werden derzeit geprüft]
[10] Deutsche Energie-Agentur (dena): PPA-Marktanalyse 2025. April 2026. https://www.dena.de/fileadmin/dena/Publikationen/PDFs/2026/PPA_Marktanalyse_2025.pdf [Seitenzahlen werden derzeit geprüft]
[11] Deutsche Energie-Agentur (dena): PPA-Marktanalyse 2025 – Datenüberblick und wichtigste Entwicklungen. 2026. https://www.dena.de/infocenter/ppa-marktanalyse-2025/
[12] Deutsche Energie-Agentur (dena): PPA-Marktanalyse 2024. 2025. https://www.dena.de/fileadmin/dena/Publikationen/PDFs/2025/PPA_Marktanalyse_2024.pdf
[13] Übertragungsnetzbetreiber: Marktwertübersicht. netztransparenz.de. https://www.netztransparenz.de/de-de/Erneuerbare-Energien-und-Umlagen/EEG/Transparenzanforderungen/Marktpr%C3%A4mie/Marktwert%C3%BCbersicht; abgerufen 10/2026.
[14] Messstellenbetriebsgesetz (MsbG): § 55. https://www.gesetze-im-internet.de/messbg/__55.html
[15] Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI): Technische Richtlinie BSI TR-03109-5. https://www.bsi.bund.de/DE/Themen/Unternehmen-und-Organisationen/Standards-und-Zertifizierung/Smart-metering/Kommunikationsadapter/TechnRichtlinie/TR-03109-5.html
[16] Bundesnetzagentur: REMIT – Grundlagen (Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 in der Fassung der Verordnung (EU) 2024/1106). https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/HandelundVertrieb/REMIT/1Grundlagen/start.html
[17] Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2023): §§ 21a, 79, 80. https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/
[18] Energiewirtschaftsgesetz (EnWG): § 3. https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__3.html
[19] Stromsteuergesetz (StromStG): §§ 5, 9, 9b. https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg/
[20] Bundesnetzagentur: Pressemitteilung „Bundesnetzagentur startet Konsultation zur Reform der Netzentgeltsystematik Strom“. 06.08.2026. https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260806_Agnes.html
[21] CMS Hasche Sigle: AgNes-Verfahren: Neue Vorgaben für Verbraucher und Industrie. 2026. https://cms.law/de/deu/legal-updates/agnes-verfahren-neue-vorgaben-fuer-verbraucher-und-industrie (Sekundärquelle; Primärquelle: Bundesnetzagentur, Festlegungsentwurf AgNes vom 06.08.2026, https://www.bundesnetzagentur.de/1059162)
[22] Bundesregierung: Kabinett beschließt EEG-Novelle und Netzpaket. 29.07.2026. https://www.bundesregierung.de/breg-de/aktuelles/kabinett-eeg-novelle-netzpaket-strom-2448636
[23] Europäische Kommission, Joint Research Centre: PVGIS. https://re.jrc.ec.europa.eu/pvg_tools/en/
[24] GHG Protocol: Scope 2 Guidance. https://ghgprotocol.org/scope-2-guidance [Stand und Anwendbarkeit werden derzeit geprüft]