Industriestrompreis und PPA: Was die Gegenleistungspflicht für Solarparks bedeutet

Über den Industriestrompreis wird fast nur aus Sicht der Betriebe geschrieben, die ihn beantragen. Für jemanden, der an einem Solarpark beteiligt ist oder eine Beteiligung prüft, stellt sich eine andere Frage: Verliert der Park mögliche Abnehmer, weil der Staat deren Stromrechnung senkt? Oder bringt die Regel neue Abnehmer, weil die Betriebe die Hälfte des Zuschusses wieder investieren müssen und ein Stromabnahmevertrag dabei mitzählt?

Die Antwort steht in drei Dokumenten: der Richtlinie des Bundeswirtschaftsministeriums vom 27. April 2026, der Genehmigung der EU-Kommission vom 16. April 2026 und dem Merkblatt des Bundesamts für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) zu den Gegenleistungen vom 4. August 2026. Was ein Stromabnahmevertrag grundsätzlich ist, erklärt PPA verstehen: Wie Stromabnahmeverträge die Erlöse eines Solarparks planbar machen; hier geht es nur um die neue Regel und ihre Folgen für den Park.

Was ist der Industriestrompreis und wer bekommt ihn?

Der Industriestrompreis ist ein Zuschuss des Bundes für die Jahre 2026 bis 2028, kein vergünstigter Stromtarif. Der Betrieb kauft seinen Strom wie bisher ein und beantragt im Folgejahr beim BAFA eine Zahlung. Antragsberechtigt sind Unternehmen mit Abnahmestellen in Branchen, denen die EU ein erhebliches Verlagerungsrisiko zuschreibt. Das Bundeswirtschaftsministerium nennt 91 Sektoren und Teilsektoren mit potenziell bis zu rund 9.500 Unternehmen, darunter Teile der Chemie, der Glas-, Papier- und Zementherstellung, der Metallerzeugung und der Halbleiterfertigung.

Die Höhe folgt einer festen Formel. Ausgangspunkt ist der Referenzpreis: der Durchschnitt aller täglichen Schlusskurse, zu denen im Vorjahr an der Strombörse Grundlaststrom für das Abrechnungsjahr gehandelt wurde. Für 2026 sind das 87,44 Euro je Megawattstunde. Entlastet wird um die Hälfte dieses Preises, aber nie unter 50 Euro je Megawattstunde. Für 2026 ergibt das einen Differenzpreis von 37,44 Euro. Er gilt für die Hälfte des Verbrauchs; auf den gesamten anrechenbaren Verbrauch gerechnet sind es 18,72 Euro je Megawattstunde.

Unter 100 Euro Referenzpreis begrenzt die Untergrenze von 50 Euro die Entlastung, darüber die Hälfte-Regel. Fällt der Terminpreis für 2027 oder 2028, schrumpfen Zuschuss und Pflicht also schneller als der Preis selbst. Einen Rechtsanspruch gibt es nicht: Die Zahlung steht unter Haushaltsvorbehalt. Reicht das Geld nicht, kürzt das BAFA alle Bescheide im selben Verhältnis. Die EU-Kommission hat ein Budget von 3,8 Milliarden Euro für die gesamte Laufzeit genehmigt, finanziert aus dem Klima- und Transformationsfonds. Wer für dieselben Strommengen die Strompreiskompensation beantragt, bekommt für diese Mengen keinen Industriestrompreis.

Macht der Industriestrompreis Stromabnahmeverträge überflüssig?

Nein. Der Zuschuss ersetzt keinen Liefervertrag, weil er nicht am tatsächlichen Einkauf hängt. Die Richtlinie zählt den selbst verbrauchten Strom „unabhängig von der Erzeugungsquelle und der Art des Bezugs“. Ein Betrieb, der seinen Strom über einen langfristigen Vertrag aus einem Solarpark bezieht, bekommt denselben Betrag wie ein Betrieb, der am Spotmarkt kauft. Der Zuschuss macht einen günstigen Einkauf also nicht weniger wert.

Dazu kommen drei Grenzen. Der Zuschuss gilt nur für die Hälfte des Verbrauchs; die andere Hälfte trägt das volle Preisrisiko. Er läuft drei Jahre, wird erst im Folgejahr gezahlt und kann gekürzt werden; ein Stromabnahmevertrag bindet dagegen fünf, zehn oder mehr Jahre. Und er erreicht nur die gelisteten Branchen. Ein Logistiker, ein Rechenzentrum oder ein Lebensmittelhändler sucht weiter ohne Zuschuss nach planbaren Strompreisen; welche Pflichten Rechenzentren dabei treiben, steht in Rechenzentren und KI: Was der neue Strombedarf für PV- und Speicher-Anleger bedeutet.

Ein ehrlicher Einwand bleibt: Wer drei Jahre lang 18,72 Euro je Megawattstunde vom Staat erhält, hat kurzfristig weniger Druck, sich abzusichern. Die PPA-Marktanalyse der Deutschen Energie-Agentur vom April 2026 nennt den Einfluss auf den Markt „bisher nicht absehbar“. Sie entstand allerdings vor der endgültigen Richtlinie. Entscheidend für den Park ist deshalb nicht der Zuschuss selbst, sondern die Pflicht, die an ihm hängt.

Wann zählt ein PPA als Gegenleistung?

Ein Stromabnahmevertrag zählt, wenn er neu ist, eine im Vertrag benannte neue oder modernisierte Anlage in Deutschland finanziert und diese Anlage keine Beihilfe erhält. Die Richtlinie verpflichtet jeden Empfänger, mindestens die Hälfte des Zuschusses in neue oder modernisierte Anlagen zu investieren, die die Kosten des Stromsystems senken. Vier Gruppen von Maßnahmen sind zugelassen: erneuerbare Erzeugung, Energieeffizienz, Flexibilität des Verbrauchs und Infrastruktur. In der ersten Gruppe stehen neben eigenen Anlagen ausdrücklich die Kosten aus dem Strombezug über neu abgeschlossene Stromabnahmeverträge.

Zwei Punkte sind für den Park wichtiger, als sie auf den ersten Blick wirken. Erstens zählt nicht der Vertragswert, sondern nur, was bis zum Fristende tatsächlich geliefert und abgerechnet wurde. Ein Vertrag über zehn Jahre bringt dem Abnehmer für die Gegenleistung nicht mehr als einer über vier. Zweitens haftet der Abnehmer für das Ergebnis: Weist er die Investition nicht spätestens drei Monate nach Fristende nach, fordert das BAFA den Zuschuss anteilig zurück, verzinst mit fünf Prozentpunkten über dem Basiszinssatz. Liefert der Park weniger als geplant, wird das zum Problem des Abnehmers; er wird versuchen, es per Vertrag an den Park zurückzugeben.

Wer den Flexibilitäts-Bonus von zehn Prozent beantragt, muss 80 Prozent der Pflicht in Flexibilität stecken, etwa in Speicher oder Lastmanagement. Für alle anderen Maßnahmen bleiben dann nach dem Beispiel im Merkblatt rund 30 Prozent der gesamten Investitionssumme. Betriebe mit Bonus sind für einen Solarpark also die kleineren Kunden.

Welche Solarparks kommen dafür infrage?

Infrage kommen nur neue oder modernisierte Parks, deren Strom keine EEG-Vergütung erhält. Das Merkblatt ist an dieser Stelle deutlich: Eine Anlage zählt nicht, wenn der eingespeiste Strom nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz vergütet wird. Sie darf diese Förderung auch nicht nachträglich bekommen. Maßgeblich für „neu“ ist das Inbetriebnahmedatum im Marktstammdatenregister; warum dieses Datum auch sonst über viel Geld entscheidet, zeigt Inbetriebnahmedatum beim Solarpark: welches Datum Vergütung, Fristen und Abschreibung festlegt. Zusätzliche Module an einem bestehenden Park gelten nach der Logik des Registers als eigene, neue Anlage.

Für einen Park mit Zuschlag aus der Ausschreibung hat das einen Preis. Er kann heute monatlich zwischen Marktprämie und sonstiger Direktvermarktung wechseln (§ 21b Abs. 1 EEG) und seinen Strom zeitweise über einen Vertrag verkaufen, ohne die Rückfallposition zu verlieren. Diese Rückfallposition ist die Untergrenze seiner Erlöse: Der mengengewichtete Zuschlagswert der Freiflächen-Ausschreibung vom 1. Juli 2026 lag bei 4,79 Cent je Kilowattstunde, also knapp 48 Euro je Megawattstunde; wie die Marktprämie daraus rechnet, erklärt Direktvermarktung und Marktprämie: Wie ein Solarpark sein Geld verdient. Solar-Abnahmeverträge über zehn Jahre lagen 2025 nach der Marktanalyse der Deutschen Energie-Agentur indikativ bei 35 bis 45 Euro je Megawattstunde. Ein Park, der für den Abnehmer anrechenbar sein will, muss auf die Untergrenze verzichten. Das lohnt sich nur, wenn der Vertragspreis diesen Verzicht bezahlt.

Praktisch bleibt damit die Gruppe, die schon heute den Markt für Solar-Abnahmeverträge bildet: neue Parks ohne Zuschlag, sei es wegen ihrer Größe, ihrer Fläche oder einer überzeichneten Ausschreibung. 2025 waren das nach derselben Analyse 0,61 Gigawatt. Für diese Parks ändert sich nichts an der Erlöslogik; es kommt ein Abnehmerkreis hinzu, der einen zusätzlichen Grund zum Abschluss hat. Parks mit Zuschlag ab 2027 stehen nach dem Entwurf des EEG 2027 ohnehin vor einer veränderten Rechnung (EEG 2027: Was der Refinanzierungsbeitrag für ein Solarpark-Direktinvestment bedeutet).

Wie viel PPA-Nachfrage kann daraus entstehen?

Rechnerisch viel, tatsächlich wohl nur ein Bruchteil davon. Zuerst der einzelne Betrieb: Bei 100 Gigawattstunden anrechenbarem Jahresverbrauch und dem Referenzpreis 2026 beträgt der Zuschuss 1,872 Millionen Euro im Jahr. Die Pflicht liegt bei 936.000 Euro. Bleibt der Referenzpreis in den beiden Folgejahren gleich, sind es über die Laufzeit 2,808 Millionen Euro. Die Tabelle zeigt, welche Liefermenge diese Pflicht deckt und wie groß ein Park dafür sein muss.

Bei 45 Euro je Megawattstunde reicht ein Park von knapp 14 Megawattpeak, um die Pflicht dieses Betriebs aus allen drei Jahren fristgerecht zu decken. Der Betrieb bezöge dafür rund 14 Prozent seines Jahresverbrauchs aus dem Park. Auffällig ist die Richtung: Je höher der Vertragspreis, desto weniger Megawattstunden braucht der Abnehmer. Ein Abnehmer mit Gegenleistungspflicht ist deshalb weniger preisempfindlich als einer ohne; jeder Euro, den er dem Park zahlt, erspart ihm einen Euro an anderer Stelle.

Nun der gesamte Markt. Aus 3,8 Milliarden Euro Budget folgen mindestens 1,9 Milliarden Euro an Pflichtinvestitionen. Flössen sie vollständig in Solar-Abnahmeverträge zu 45 Euro, wären das 42 Terawattstunden. So wird es nicht kommen, weil Effizienz, Speicher und eigene Anlagen ebenfalls zählen. Die Tabelle zeigt deshalb Anteile.

Schon ein Zehntel der Pflichten entspräche rund 0,9 Gigawattpeak neuer Solarleistung, also etwa dem Anderthalbfachen dessen, was 2025 in einem ganzen Jahr an Solar-Abnahmeverträgen geschlossen wurde. Das ist ein einmaliger Bedarf, verteilt auf die Abschlussjahre 2026 bis 2029, kein jährlicher. Die Zahl zeigt die Größenordnung: Der Hebel ist groß genug, um in einem zuletzt schwachen Marktsegment spürbar zu sein, wenn die Betriebe ihn nutzen. Ob sie es tun, beantwortet die Rechnung nicht.

Warum sind Lieferjahre ab 2029 für den Abnehmer günstiger?

Weil eine Megawattstunde aus dem Park nicht doppelt zählen darf. Der Abnehmer kann sie entweder als Verbrauch anrechnen lassen und dafür den Zuschuss erhalten oder ihre Kosten als Gegenleistung ansetzen. Beides zusammen schließt das Merkblatt aus; eine anteilige Aufteilung ist erlaubt. Wer 2027 eine Megawattstunde als Gegenleistung zählt, verzichtet bei gleichem Referenzpreis auf 18,72 Euro Zuschuss. Bei einem Vertragspreis von 45 Euro kostet jeder angerechnete Euro also 42 Cent.

Ab 2029 gibt es kein Abrechnungsjahr mehr, in dem der Verbrauch zählen könnte. Die Fristen für die Gegenleistung laufen aber weiter: 48 Monate ab dem jeweiligen Bescheid, für das letzte Abrechnungsjahr 2028 also voraussichtlich bis 2033. Lieferungen in diesen Jahren zählen voll und kosten keinen Zuschuss. Das ist unsere Herleitung aus den Regeln, keine Aussage des BAFA. Wenn sie trägt, werden Abnehmer Verträge bevorzugen, deren Lieferung 2029 beginnt und die bis etwa 2033 reichen. Für einen Park, der 2027 oder 2028 ans Netz geht, passt das. Für die Jahre danach hat der Abnehmer aus der Regel keinen Grund mehr zu kaufen.

Was spricht gegen einen PPA-Schub?

Einiges. Die Pflicht lässt sich auf vielen Wegen erfüllen. Für den Betrieb ist ein Stromvertrag mit einem fremden Park selten der bequemste.

• Ohnehin geplante Investitionen zählen: ein effizienterer Antrieb, ein elektrischer Ofen, ein Speicher auf dem Werksgelände, eine eigene Dachanlage. Wer sein Investitionsbudget nur umetikettieren muss, braucht keinen neuen Vertrag.
• Der Flexibilitäts-Bonus bindet 80 Prozent der Pflicht an Flexibilität. Wer ihn nimmt, hat für einen Park wenig übrig.
• Die Regel gilt drei Jahre, steht unter Haushaltsvorbehalt und kann geändert werden. Ein Betrieb, der vorsichtig plant, bindet sich dafür nicht zehn Jahre.
• Viele große Abnehmer haben bereits Solarstrom im Portfolio. Die Marktanalyse der Deutschen Energie-Agentur nennt genau das als einen Grund für den Rückgang 2025. Mehr Mittagsstrom brauchen sie nicht; warum der Wert dieses Stroms sinkt, zeigt Marktwert Solar: Warum Solarstrom an der Börse immer weniger wert ist.
• Empfänger sind Branchen mit hohen Stromkosten und Verlagerungsrisiko. Das sind nicht durchweg die Vertragspartner mit der besten Bonität. Unternehmen in Schwierigkeiten sind vom Zuschuss ausgeschlossen; fällt der Zuschuss weg, fällt auch der Anlass für den Vertrag weg.

Für den Park heißt das: Die Regel ist ein zusätzliches Argument in der Vermarktung, kein Geschäftsmodell. Eine Kalkulation, die nur mit einem solchen Abnehmer aufgeht, ist zu eng gerechnet.

Was sollte in einem PPA mit einem Industrieabnehmer stehen?

Mehr als in einem gewöhnlichen Abnahmevertrag, weil der Abnehmer gegenüber dem BAFA für das Ergebnis haftet und dieses Risiko weiterreichen will. Sechs Punkte entscheiden darüber, ob der Vertrag dem Park nützt:

• Verzicht auf die EEG-Vergütung: Für welchen Zeitraum verzichtet der Park auf die Förderung? Was gilt danach? Der Verzicht hat einen Wert; er gehört in den Preis, nicht in eine Nebenabrede.
• Mengen: Zählbar ist nur abgerechnete Lieferung. Der Abnehmer wird Mindestmengen oder Ersatzlieferung verlangen; ein Solarpark kann Wetter, Abregelung und Stunden mit negativen Preisen nicht garantieren (Negative Strompreise: Was sie für PV- und Speicher-Anleger bedeuten). Geliefert wird, was der Park erzeugt, mit einer klaren Regel für Ausfallzeiten.
• Haftung: Fordert das BAFA den Zuschuss zurück, weil die Menge nicht reicht, darf der Park dafür nicht unbegrenzt einstehen. Eine Haftungsobergrenze und der Ausschluss von Folgeschäden gehören in den Vertrag.
• Nachweise: Der Abnehmer braucht Rechnungen, das Inbetriebnahmedatum aus dem Register und die Erklärung, dass keine Beihilfe geflossen ist. Was der Park liefern muss und wer Einsicht erhält, sollte abschließend benannt sein.
• Laufzeit und Anschluss: Endet der Vertrag mit der Nachweisfrist um 2033, steht der Park danach ohne Abnehmer und ohne Untergrenze da. Eine Verlängerungsoption oder ein Preis für die Jahre danach schließt diese Lücke nur, wenn sie verbindlich ist.
• Sicherheiten: Bürgschaft oder Garantie der Muttergesellschaft, abgestimmt auf die offenen Forderungen aus den ertragsstarken Sommermonaten.

Was ein Abnahmevertrag darüber hinaus regeln muss, von der Abrechnung bis zur Insolvenz des Vertragspartners, behandelt Direktvermarktungsvertrag beim Solarpark: was Anleger vor der Unterschrift prüfen sollten für den verwandten Fall des Direktvermarkters.

Welche Fragen sollten Anleger dem Anbieter stellen?

Wenn ein Exposé mit einem Industrieabnehmer oder mit der Anrechenbarkeit beim Industriestrompreis wirbt, lohnen diese Fragen:

• Hat der Park einen Zuschlag aus der Ausschreibung? Wenn ja: Wird er für den Vertrag aufgegeben und was ist die Erlösuntergrenze danach?
• Liegt eine Vorabprüfung des BAFA vor, dass der Vertrag als Gegenleistung anerkannt wird? Wer hat sie beantragt?
• Wann beginnt die Lieferung und wann endet sie? Welcher Preis steht im Modell für die Jahre nach dem Vertrag?
• Welche Mengen schuldet der Park und was geschieht bei Minderertrag, Abregelung und negativen Preisen?
• Bis zu welchem Betrag haftet der Park, wenn der Abnehmer seinen Zuschuss zurückzahlen muss?
• Wie ist die Bonität des Abnehmers belegt und welche Sicherheit stellt er?
• Wie wird der Park finanziert und ist geklärt, dass weder Kredit noch Steuerregeln die Anrechnung gefährden?

Allgemeine Prüfpunkte für jeden Anbieter stehen in Woran Sie einen seriösen Anbieter für Energie-Direktbeteiligungen erkennen.

Wie wir das prüfen

Wir behandeln einen Vertrag mit einem Industrieabnehmer wie jede andere Erlösquelle: Wir rechnen den Park zuerst ohne ihn, zum Marktwert und mit der Untergrenze, die er tatsächlich hat. Erst dann kommt der Vertrag dazu, mit seinem Preis, seiner Laufzeit und der Lücke danach. Ein Park, der nur mit dem Vertrag trägt, fällt bei uns durch. Bisher liegt kein solches Projekt in unserem Datenraum; wenn eines kommt, verlangen wir die Vorabprüfung des BAFA und den Vertragstext, nicht die Zusammenfassung.

Renditezusagen geben wir dabei keine. Wie ein Solarpark insgesamt Geld verdient, ordnet In Solarparks investieren: Erlöse, Kosten und Steuerhebel im Überblick ein. Welche Erlösstruktur ein konkretes Projekt hat, besprechen wir mit Ihnen in einem unverbindlichen Erstgespräch, gern anhand eines Angebots, das Ihnen vorliegt.