Wie kommt der lokal erzeugte Strom zu lokalen Abnehmern und wie bleibt die Wertschöpfung vor Ort? Diese Seite stellt folgende Stromabnahme-Instrumente vor:
Ergänzende Informationen zu Stromnetze, Speicher & Direktleitung.
Ein Power Purchase Agreement (PPA) ist ein langfristiger, bilateraler Stromliefervertrag. Seine Struktur lässt sich am klarsten über zwei getrennte Achsen verstehen: den Lieferweg (physisch oder finanziell) und die Mengen-/Profilstruktur (wer das Mengenrisiko trägt). Beides wird häufig in einen Topf geworfen, ist aber zweierlei.
| Struktur | Mechanik | Kennzeichen |
|---|---|---|
| On-site / Direktleitung (physisch, direct wire) | Erzeuger liefert direkt am Verbrauchsort, ohne öffentliches Netz (§ 3 Nr. 27 EnWG) | Netzentgelte, Konzessionsabgabe, viele Umlagen und Stromsteuer entfallen → stärkste Wirtschaftlichkeit. Der Direktleitungs-Baustein des Kompass. |
| Sleeved PPA (physisch übers Netz) | Erzeuger verkauft an den Abnehmer; ein Versorger („Sleever") nominiert den Strom über das Netz an die Abnahmestelle | Dreiparteien-Konstrukt gegen Sleeving-Gebühr. Der Versorger gleicht das Profil aus und beschafft Reststrom — genau die kommunale Bilanzkreis-Rolle (s. u.). |
| Virtual / synthetic PPA (vPPA) | Rein finanziell: Erzeuger speist in den Großhandel ein, die Differenz Strike- vs. Spotpreis wird verrechnet (CfD-Logik); Herkunftsnachweise separat | Keine physische Lieferung. Käufer und Verkäufer müssen nicht im selben Netz oder Land sein. Bilanziell als Derivat zu behandeln. |
In Deutschland steigt die Zahl der Negativpreisstunden, und ein wachsender Anteil der EE-Einspeisung wird abgeregelt oder redispatcht. Phasen hoher EE-Produktion drücken den Preis (Kannibalisierung) — wer ein Erzeugungsprofil ohne passende Last oder Speicher abnimmt, kauft Reststrom oft genau dann teuer zu, wenn der PPA wenig liefert. Profil- und Ausgleichsenergiekosten gehören deshalb von Anfang an in die Rechnung.
Ein PPA verschiebt Risiken. Wer ihn freigibt, sollte vorab schriftlich beantworten:
Hinter Regionalstrom steckt ein Bilanzkreis: Sämtliche Erzeuger und Verbraucher werden bilanziell zusammengefasst. Bindet ein Stadtwerk oder Regionalwerk seine lokalen Anlagen in den eigenen Bilanzkreis ein und beliefert daraus seine Kund:innen, kann es zusichern, dass der vor Ort erzeugte Strom auch bilanziell bei den lokalen Abnehmern ankommt — der Reststrom (Flaute, Wartung) wird ergänzt. Das ist die kommunale Variante des „Sleeving": Das Stadtwerk übernimmt Bilanzkreis, Prognose, Spotmarktzugang und Reststrombeschaffung.
| Kommunales Beispiel | Was es zeigt |
|---|---|
| Stadtwerke Speyer — Regionalstrom | Windpark Hatzenbühl + fünf PV-Anlagen im eigenen Bilanzkreis, 50-km-Umkreis. Überschuss-Solarstrom seit 2023 als Regionalstrom für Bürger:innen. |
| Stadtwerke Detmold — Windstrom im eigenen Bilanzkreis | Lokale Erzeugung wird in die eigenen Bilanzkreise integriert und vermarktet — besonders für den Weiterbetrieb nach Auslaufen der EEG-Vergütung (Ü20). Braucht Windprognosen, Spotmarktzugang, hochverfügbare IT. |
| Stadtwerke Tübingen — Direktbelieferung | Beliefert Universität und Uniklinikum direkt mit eigenem Ökostrom aus dem Solarpark — kommunaler Anker-Abnehmer. |
| Stadtwerke Arnsberg / Bonn | Regionalstrom zu 100 % aus 50-km-Radius bzw. unter Einbindung eines genossenschaftlichen Windparks — Bilanzkreis als Wertschöpfungs- und Akzeptanzinstrument. |
| BEG Freising — Bürger-Strom | Eine Bürgerenergiegenossenschaft liefert Wind- und Solarstrom aus dem Landkreis direkt in den Bilanzkreis ihrer Bürger-Strom-Kund:innen — BEG als Lieferantin. |
Eine Bürgerenergiegenossenschaft (BEG) bündelt lokale Ersparnisse zu geduldigem, ortsgebundenem Kapital — über Genossenschaftsanteile (Eigenkapital) oder Nachrangdarlehen (Quasi-Eigenkapital, oft über die Schwarmfinanzierungsausnahme § 2a VermAnlG mit geringerer Prospekthürde). Bei gebündelten Vorhaben kann die BEG eine anteilige Eigenkapitaltranche neben Regionalwerk/kommunaler Gesellschaft übernehmen. Das ist doppelt wertvoll: Es schließt die Kapitallücke und schafft zugleich die Akzeptanz, die kein Pachtvertrag liefert — aus Betroffenen werden Miteigentümer.
Regionalität entsteht meist über die anteilige Einbindung von Anlagen in den Bilanzkreis aus der sonstigen Direktvermarktung; die Grünstromeigenschaft bleibt über Herkunfts-/Regionalnachweise (Regionalnachweisregister) erhalten und darf in der Stromkennzeichnung ausgewiesen werden. Wirtschaftlich ist das anspruchsvoll: Die Erzeugungskosten liegen meist über dem Börsenpreis, weshalb regionale Direktvermarktung oft nur über entgegenkommende Verträge mit dem lokalen Stadtwerk kostendeckend wird. Der Mehrwert liegt zunächst in Wertschöpfung, Kundenbindung und Akzeptanz — nicht im kurzfristigen Margenvorteil.
Parallel zum PPA gibt es drei gesetzliche Wege, lokal erzeugten Strom zu teilen. Sie unterscheiden sich fundamental in Reichweite, Netzentgelten und Aufwand.
| Modell | Reichweite | Netzentgelte | Kurz |
|---|---|---|---|
| Mieterstrom (§ 21 EEG) | im Gebäude/Quartier | reduziert + Zuschlag | Höhere Erlöse, aber volle Lieferantenpflichten. |
| Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung — GGV (§ 42b EnWG, seit Solarpaket I 05/2024) | nur innerhalb der Kundenanlage des Gebäudes | keine (Strom verlässt das Netz nicht) | Schlanke Variante: kein Energieversorgerstatus, keine Netzentgelte — aber kein Zuschlag und nicht über die Grundstücksgrenze. |
| Energy Sharing (§ 42c EnWG, seit 22.12.2025; VNB-Pflicht ab 01.06.2026) | über das öffentliche Netz, ganzes Bilanzierungsgebiet (ab 06/2028 auch angrenzende Gebiete derselben Regelzone) | volle Netzentgelte, Umlagen, Steuern | Überwindet Gebäudegrenzen — aber wirtschaftlich aktuell selten attraktiv. |
Wo es nicht um Stromabnahme, sondern um Effizienz im Gebäudebestand geht, ist Contracting der passendere Hebel — Effizienz und Wärme ohne eigene Investition, mit Einspargarantie. Das ist auf der Seite Gesellschaftsformen & Betreibermodelle ausgeführt (Energiespar- und Energieliefer-Contracting, LEA-Angebote, Contracting-Netzwerk Hessen).
Ein Gedanke über den heutigen Rahmen hinaus: Die meisten Modelle maximieren heute die private Rendite einzelner Anlagen. Plausibler — und möglicherweise akzeptierter — wären Modelle, in denen flexible lokale Last der realen lokalen Erzeugung folgt: Ladesäulen, Wärmepumpen und Batteriespeicher in Stromparks, die dann laden und verbrauchen, wenn vor Ort viel erneuerbarer Strom anfällt, und sich bei Knappheit zurückziehen. Das senkt Abregelung, Redispatch und Netzausbaubedarf — Kosten, die heute alle Netznutzer solidarisch tragen. Wer hier bewusst auf einen Teil der Maximalrendite verzichtet, erzeugt im Gegenzug einen sichtbaren Gemeinwohl-Nutzen: niedrigere Systemkosten für die Allgemeinheit. Diese Logik ist volkswirtschaftlich überlegen — sie scheitert bislang am Anreizrahmen (CAPEX-Bias, fehlende reduzierte Netzentgelte beim Energy Sharing), nicht an der Technik. Genau deshalb gehört sie auf die politische Agenda: ein faires statt eines maximalen Renditeziels, gekoppelt an messbare Entlastung — das ist der Kern eines Modells, das die Netzkooperation vom Konflikt zur gemeinsamen Aufgabe macht.
Ob PPA, kommunaler Bilanzkreis, Energy Sharing oder Contracting — die Wahl des Abnahmemodells entscheidet über Wertschöpfung, Risiko und Akzeptanz. Die LEA Hessen begleitet Kommunen bei der Auswahl und Strukturierung.
Sie wünschen sich persönliche Begleitung? Wir beraten Sie gern – kostenlos und unabhängig, passgenau für Ihre Kommune.
Projektleitung Beratung zu Erneuerbarer Energieerzeugung
Beratung zu Erneuerbarer Energieerzeugung / Erneuerbare Energietechnologien und Systemtransformation
Projektleitung Beschleunigung des Ausbaus von erneuerbaren Energien in Kommunen
Beratung zu Erneuerbarer Energieerzeugung
Beratung zu Erneuerbarer Energieerzeugung / Regionalberaterin Energie und Klimaschutz Kassel