Die Bilanzierung von Power Purchase Agreements nach IFRS: Vorteile und Auswirkungen auf Unternehmen

Die Bilanzierung von Power Purchase Agreements nach IFRS hat sich 2025 fundamental verändert. Dieser Artikel bietet einen kompakten Überblick und einen umfassenden Blick auf die Bilanzierung von PPAs nach IFRS, um die Komplexität und die wichtigsten Aspekte verständlich darzustellen. Die IASB-Amendments zu IFRS 9 und IFRS 7 (Dezember 2024, verpflichtend ab 2026) ermöglichen es Unternehmen erstmals, physische PPAs auch bei gelegentlichem Verkauf von Überschussmengen als Eigennutzung zu bilanzieren. Das Net-Purchaser-Prinzip ersetzt die strikte Alles-oder-Nichts-Logik und reduziert massiv die Volatilität in der Gewinn- und Verlustrechnung.

PPAs sind ein entscheidender Faktor für die Energiewende und ein wesentliches Mittel zur Erreichung von Nachhaltigkeitszielen, da sie Unternehmen ermöglichen, in erneuerbare Energien zu investieren und CO2-Emissionen zu reduzieren. Sie sind essenziell für die langfristige und nachhaltige Stromversorgung aus erneuerbaren Quellen. Für Unternehmen in Deutschland gewinnen PPAs zunehmend an Bedeutung, da sie sich auf den Ausstieg aus Kernenergie und fossilen Brennstoffen einstellen müssen. Parallel dazu prägen negative Strompreise und Solar-Kannibalisierung die europäischen Energiemärkte. Dies erfordert präzisere Fair Value-Bewertungen und macht die korrekte bilanzielle Behandlung zu einem strategischen Thema für Finanzierungskosten, Investor Relations und CSRD-Compliance. Die verschiedenen Themen rund um PPAs – wie Risikoverteilung, Bilanzierung, Marktvolatilität, Nachhaltigkeitsberichte und rechtliche Herausforderungen – machen umfassende Informationen und fundierte Analysen unerlässlich. Dieser Leitfaden zeigt, wie ihr die neuen Regelungen optimal nutzt.

Grundlagen: Was sind Power Purchase Agreements und warum IFRS-Expertise jetzt entscheidend ist

Power Purchase Agreements im Kontext der Energiewende

Power Purchase Agreements sind langfristige Stromlieferverträge (10-20 Jahre) zwischen Erzeugern erneuerbarer Energien und Abnehmern, die Preise und Mengen fixieren. Während das PPA-Volumen in Europa 2025 zunächst um 26% zurückging, zeigt sich im zweiten Halbjahr eine deutliche Erholung – getrieben durch hybride Lösungen wie Solar plus Batteriespeicher, die grundlastähnliche Profile ermöglichen.

Energiehändlern kommt dabei eine zentrale Rolle zu: Sie unterstützen Unternehmen bei der Energiebeschaffung, der Vertragsgestaltung und der Risikoverteilung im Rahmen von PPAs.

Warum die IFRS-Bilanzierung strategisch entscheidend ist

Die bilanzielle Behandlung von PPAs wirkt direkt auf drei Kernbereiche:

Finanzierungskosten: PPAs, die als Derivate nach IFRS 9 bilanziert werden, erzeugen GuV-Volatilität durch Fair Value-Schwankungen. Die neue Own-Use-Regelung kann dies eliminieren.

Investor Relations: Investoren prüfen bei Due Diligence, ob ein PPA ein schwebendes Geschäft oder ein komplexes Finanzinstrument mit Risikoexposure ist. Dabei ist der Einfluss auf den Vertragspartner oder Lieferanten entscheidend, da das Ausmaß des Einflusses die anzuwendende Bilanzierungsmethode nach IFRS (z. B. IFRS 10, IFRS 11 oder IAS 28) bestimmen kann.

CSRD-Integration: PPAs reduzieren die Scope-2-Emissionen nur bei korrekter GoO-Entwertung – konsistent mit der IFRS-Darstellung.

Der Game Changer: IASB-Änderungen zu IFRS 9 und IFRS 7 (Dezember 2024)

Das Kernproblem der alten Own-Use-Regelung

Bis Ende 2024 galt für physische PPAs eine strenge Regel: Sobald auch nur ein Teil des vertraglich bezogenen Stroms weiterverkauft wurde – beispielsweise Überschussmengen an sonnigen Wochenenden, wenn die Produktion läuft, aber das Werk stillsteht –, war die “Own-Use-Exemption” (Eigenbedarfsausnahme) gefährdet. Verträge, die ausschließlich dem Eigenbedarf dienen, können unter IFRS von der Eigenbedarfsausnahme profitieren und müssen nicht zwingend als Derivat nach IFRS 9 bilanziert werden. Konsequenz: Der gesamte PPA musste als Derivat nach IFRS 9 zum Fair Value bilanziert werden, mit entsprechenden Auswirkungen auf die GuV.

Diese Regelung ignorierte die physische Realität erneuerbarer Energien. Wind- und Solaranlagen produzieren naturgemäß volatil. Ein produzierendes Unternehmen kann nicht jede Kilowattstunde exakt auf den eigenen Bedarf timen – und erst recht nicht, wenn dieser Bedarf durch Schichtwechsel, Wartungen oder saisonale Schwankungen selbst variiert.

Die Lösung: "Nature-Dependent Electricity" und das Net-Purchaser-Prinzip

Die im Dezember 2024 vom IASB veröffentlichten Amendments zu IFRS 9 und IFRS 7 (verpflichtend ab 1. Januar 2026, vorzeitige Anwendung erlaubt) lösen dieses Problem elegant:

Anerkennung der Realität: Der Standard erkennt explizit an, dass Verträge über “nature-dependent electricity” – also Strom aus Wind, Sonne oder Wasser – zwangsläufig Volumenschwankungen unterliegen. Diese Schwankungen sind kein Hinweis auf Handelsmotive, sondern physikalische Notwendigkeit.

Net-Purchaser-Test: Entscheidend ist nun, ob euer Unternehmen über einen angemessenen Betrachtungszeitraum (typischerweise ein Jahr) netto mehr Strom verbraucht als aus dem PPA geliefert wird. Solange diese Bedingung erfüllt ist, schadet der Verkauf von kurzfristigen Überschussmengen der Own-Use-Einstufung nicht mehr.

Praktische Implikation: Ein mittelständischer Produktionsbetrieb mit 10 GWh Jahresverbrauch kann nun einen 8-GWh-Solar-PPA abschließen, ohne befürchten zu müssen, dass der gelegentliche Verkauf von 500 kWh am Sonntagmittag den gesamten Vertrag zum Derivat macht. Bei physischen PPAs, insbesondere bei On-Site-PPAs, findet die Energieerzeugung unmittelbar am Ort des Verbrauchs statt, wodurch Netzkosten eingespart werden können. Der PPA bleibt ein schwebendes Geschäft – keine Bilanzierung, keine GuV-Volatilität.

Was bedeutet "angemessener Zeitraum" konkret?

Der IASB überlässt die Definition des "angemessenen Zeitraums" bewusst dem Ermessen der Unternehmen – unter Berücksichtigung der Vertragslaufzeit und der spezifischen Umstände. In der Praxis etabliert sich ein Jahresrhythmus: Solange ihr über das Kalenderjahr hinweg netto Strom bezieht, ist die Own-Use-Bedingung erfüllt. Wichtig: Diese Betrachtung erfolgt rollierend – kurzfristige Netto-Verkäuferposition in einzelnen Monaten ist unschädlich, solange die Gesamtbilanz stimmt.

Vertragsvarianten und ihre bilanzielle Behandlung 2025

Physische PPAs: Der Standardfall wird einfacher

Bei physischen PPAs liefert der Erzeuger tatsächlich Strom, der in euer Netz eingespeist wird – entweder direkt (On-Site) oder über Bilanzkreise (Off-Site). Dank der neuen IFRS-9-Regelung ist die Bilanzierung nun deutlich praktikabler:

Eigenbedarfsausnahme prüfen: Erfüllt euer Unternehmen den Net-Purchaser-Test? Dann kann der PPA als schwebendes Geschäft off-balance behandelt werden. Eine detaillierte Analyse der Vertragsdetails und der bilanziellen Konsequenzen ist hierbei unerlässlich, um die korrekte Anwendung der Eigenbedarfsausnahme sicherzustellen. Die Stromkosten erscheinen laufend in der GuV, keine Fair Value-Bewertung erforderlich.

Embedded Derivatives beachten: Auch wenn der Hauptvertrag unter Own-Use fällt, müssen eingebettete Derivate separat geprüft werden. Typisches Beispiel: Eine Preisfixierungskomponente, die vom tatsächlichen Marktpreis abweicht. Wenn diese Komponente nicht “eng mit dem Hauptvertrag verbunden” ist (closely related), muss sie abgespalten und separat zum Fair Value bewertet werden.

Virtuelle PPAs: Finanzinstrumente mit neuem Hedge-Accounting-Potenzial

Virtuelle PPAs (auch: Contracts for Difference, Financial PPAs) sind reine Finanzinstrumente. Kein physischer Strom wechselt den Besitzer – stattdessen zahlt eine Partei der anderen die Differenz zwischen einem vereinbarten "Strike Price" und dem Marktpreis. Aus Bilanzierungssicht sind VPPAs klar als Derivate nach IFRS 9 einzustufen.

Die Herausforderung: Der Fair Value eines VPPA kann stark schwanken. Wenn der Marktpreis unter den Strike Price fällt, hat der Stromabnehmer eine Verbindlichkeit – er muss dem Erzeuger die Differenz ausgleichen. Bei einem 100-MW-VPPA mit 10 Jahren Laufzeit und 5 Euro Preisdifferenz entstehen schnell Millionenbeträge in der Bilanz.

Die Lösung: Hedge Accounting ab 2026: Hier kommt die zweite große Neuerung der IASB-Amendments ins Spiel. Früher war Hedge Accounting für VPPAs fast unmöglich, weil man eine "feste Menge" absichern musste – aber Wind weht nicht konstant. Die neuen Regeln erlauben nun die Absicherung eines variablen Nominalvolumens. Konkret: Ihr könnt euren prognostizierten Strombedarf (z. B. "80% der erwarteten Produktion") als abgesichertes Grundgeschäft designieren. Die Fair Value-Änderungen des VPPA werden dann im Other Comprehensive Income (OCI) erfasst statt in der GuV – die Volatilität verschwindet aus dem operativen Ergebnis.

Hybride PPAs: Die neue Normalität mit Batteriespeichern

Der europäische PPA-Markt entwickelt sich 2025 massiv in Richtung hybrider Strukturen: Solar plus Batteriespeicher, Wind plus Wasserkraft, oder "Renewable Baseload"-Produkte, die mehrere Erzeuger bündeln. Aus IFRS-Sicht sind dies typischerweise komplexe Verträge mit mehreren Komponenten:

Komponentenanalyse erforderlich: Ein PPA, der Solarstrom tagsüber und Batteriestrom nachts liefert, kann zwei separate Leistungsverpflichtungen nach IFRS 15 enthalten. Die Zuordnung des Gesamtpreises auf diese Komponenten beeinflusst die Umsatzrealisierung beim Erzeuger und potenziell die Derivate-Einstufung beim Abnehmer.

Chancen für Profile-Matching: Gerade für Unternehmen mit kontinuierlichem Strombedarf (Rechenzentren, Produktionsbetriebe im Schichtbetrieb) ermöglichen hybride PPAs erstmals eine Own-Use-Bilanzierung, die früher an der Volatilität scheiterte. Der Batteriespeicher glättet die Lieferung – und macht aus "nature-dependent electricity" ein quasi-grundlastfähiges Produkt.

Fair Value-Bewertung in Zeiten negativer Strompreise

Die strukturelle Veränderung des europäischen Strommarkts

2024 war ein Rekordjahr für negative Strompreise in Europa (Deutschland: 301 Stunden, Spanien: 410 Stunden). Diese "Solar-Kannibalisierung" – massive Einspeisung bei niedriger Nachfrage – ist keine Ausnahme, sondern wird sich strukturell verstärken. Für die Fair Value-Bewertung von PPAs bedeutet dies: Einfache Durchschnittspreise reichen nicht mehr. Ihr braucht "Capture Prices", die die spezifische Erzeugungskurve der Anlage berücksichtigen.

Negative-Price-Klauseln und ihre bilanziellen Konsequenzen

Gängige Klauseln in PPAs:

• Floor bei null: PPA-Preis sinkt nicht unter null – teuer, aber schützt den Abnehmer

• Full-Merchant-Exposure: Keine Untergrenze – kann zu erheblichen Verbindlichkeiten führen

• Curtailment-Rechte: Erzeuger darf bei negativen Preisen abschalten – reduziert Risiko, erschwert Volumenkalkulation

Bei Level-3-Fair-Value-Bewertungen müsst ihr konservativ schätzen: 5-10% der Solar-Erzeugung fällt in Stunden mit negativen Preisen. Dies kann den Vertragswert um 10-20% drücken.

IFRS 16: Wann wird ein PPA zum Leasingvertrag?

Die Kontroll-Frage als Entscheidungskriterium

Ein oft übersehener Aspekt der PPA-Bilanzierung: Unter bestimmten Umständen kann ein physischer PPA als Leasingvertrag nach IFRS 16 eingestuft werden – mit erheblichen bilanziellen Konsequenzen (Aktivierung eines Nutzungsrechts, Passivierung der Zahlungsverpflichtung).

Wann liegt ein Leasing vor? Wenn der PPA dem Abnehmer die Kontrolle über einen identifizierbaren Vermögenswert (die Erzeugungsanlage) überträgt. Kontrolle bedeutet: Das Recht, im Wesentlichen alle wirtschaftlichen Vorteile aus der Nutzung zu ziehen und die Nutzung zu bestimmen.

Kritische Vertragsklauseln:

• Abschaltrechte: Hat der Abnehmer das Recht, die Anlage nach Belieben ab- oder hochzufahren? Dies deutet auf Kontrolle hin.

• Take-or-Pay: Muss der Abnehmer auch zahlen, wenn die Anlage nicht produziert (z. B. bei Wartung)? Je stärker die Zahlungsverpflichtung von der tatsächlichen Produktion entkoppelt ist, desto eher liegt ein Leasing vor.

• 100%-Abnahme: Bezieht der Abnehmer die gesamte Erzeugung der Anlage inklusive aller Renewable Energy Certificates? Dies spricht für einen substanziellen Teil der Vorteile.

Praktische Gestaltung: Um eine Leasingeinstufung zu vermeiden, sollten PPAs als "Pay-as-Produced" strukturiert werden – der Abnehmer zahlt nur für tatsächlich gelieferte Mengen. Zudem sollten keine operativen Kontrollrechte über die Anlage übertragen werden. Die meisten Corporate PPAs erfüllen diese Kriterien und fallen daher nicht unter IFRS 16.

CSRD-Integration: Wie PPAs in der Nachhaltigkeitsberichterstattung dargestellt werden

Die Diskrepanz zwischen IFRS und CSRD

Hier wird es interessant – und potenziell widersprüchlich: Ein PPA kann nach IFRS 9 als Finanzinstrument (Derivat) eingestuft werden, während er gleichzeitig in der CSRD-Berichterstattung nach ESRS E1 als Maßnahme zur Reduktion von Scope-2-Emissionen gilt. Diese beiden Perspektiven schließen sich nicht aus, erfordern aber sorgfältige Koordination zwischen Finanzabteilung und Nachhaltigkeitsmanagement.

Scope-2-Anerkennung: Ein PPA reduziert eure Scope-2-Emissionen nur dann, wenn die damit verbundenen Herkunftsnachweise (Guarantees of Origin, GoOs) ordnungsgemäß entwertet werden. Dies gilt unabhängig davon, ob der PPA physisch oder virtuell ist. Ein VPPA, bei dem der Erzeuger die GoOs behält oder an Dritte verkauft, hat null Scope-2-Wirkung für euch – auch wenn ihr das Preisdifferenzgeschäft abwickelt.

CSRD-Offenlegungspflichten nach ESRS E1: Ihr müsst in eurem Nachhaltigkeitsbericht detailliert darlegen, welchen Anteil eures Stromverbrauchs erneuerbare Energien decken und wie dieser Strom beschafft wird. PPAs sind hier ein positives Signal – sie zeigen langfristiges Commitment. Aber: Die Zahlen müssen mit eurer IFRS-Bilanzierung konsistent sein.

Der strategische Dreiklang: IFRS, CSRD und CO2-Bilanz

Für eine überzeugende Gesamtdarstellung empfiehlt sich folgender Ansatz:

1. IFRS-Perspektive (Bilanz & GuV): Dokumentiert präzise, ob der PPA als schwebendes Geschäft (Own-Use), Derivat oder Leasing behandelt wird. Nutzt die neuen IASB-Regelungen, um Volatilität zu minimieren.

2. CSRD-Perspektive (Nachhaltigkeitsbericht): Zeigt die Scope-2-Reduktion durch den PPA und stellt sicher, dass die GoO-Entwertung nachvollziehbar dokumentiert ist. Nutzt den Leitfaden zur Reduktion von Scope-2-Emissionen für die korrekte Methodik.

3. Stakeholder-Kommunikation: Erklärt Investoren und Kunden, dass ein PPA, der bilanziell als Derivat erscheint, trotzdem ein physisches Dekarbonisierungsinstrument ist. Diese Kommunikationsbrücke wird oft vergessen – ist aber entscheidend, um Missverständnisse zu vermeiden.

Offenlegungspflichten nach IFRS 7: Was 2026 neu kommt

Erweiterte Transparenz für Own-Use-Verträge

Die IASB-Amendments zu IFRS 7 bringen neue Offenlegungspflichten speziell für PPAs, die unter die Own-Use-Exemption fallen. Der Hintergrund: Der Standardsetzer will sicherstellen, dass die Lockerung der Own-Use-Regeln nicht zur "Verschleierung" von faktischen Handelsaktivitäten missbraucht wird.

Was ihr ab 2026 offenlegen müsst:

• Den Gesamtumfang der unter Own-Use-Verträge fallenden Strommengen

• Wie viel ungenutzter Strom aus diesen Verträgen tatsächlich in den Markt verkauft wurde (quantitativ und prozentual)

• Die Auswirkungen dieser Verkäufe auf die Cashflows – positiv oder negativ

• Eine qualitative Begründung, warum trotz Verkäufen der Net-Purchaser-Test erfüllt ist

Praktische Implikation: Ihr braucht robuste interne Prozesse, um diese Daten zu erfassen. Gerade bei Off-Site-PPAs, wo der Strom über Bilanzkreise fließt, ist das Tracking komplex. Eine Integration mit eurem Energiemanagement-System (EMS) ist unerlässlich.

Fair Value-Hierarchie und Bewertungsannahmen

Für PPAs, die als Derivate zum Fair Value bewertet werden, gelten weiterhin die strengen IFRS-7-Anforderungen zur Offenlegung von Bewertungsmethoden, Sensitivitäten und Risikokonzentrationen. In der Praxis bedeutet das:

Level-3-Bewertungen dokumentieren: Da es für die meisten Corporate PPAs keine liquiden Märkte gibt (im Gegensatz zu börsengehandelten Strom-Futures), müsst ihr Bewertungsmodelle anwenden. Diese Modelle – typischerweise Discounted-Cashflow-Rechnungen mit simulierten Strompreispfaden – müssen im Anhang detailliert erläutert werden.

Sensitivitätsanalysen: Zeigt, wie sich der Fair Value des PPA verändert, wenn zentrale Annahmen variieren. Beispiel: "Eine Erhöhung der langfristigen Strompreiserwartung um 10 Euro pro MWh würde den Fair Value des VPPAs um 2,3 Millionen Euro erhöhen."

Steuerliche Behandlung und Umsatzsteueraspekte

Ertragsteuer: IFRS vs. HGB

Während IFRS eure Konzernabschlüsse bestimmt, gilt für die steuerliche Gewinnermittlung in Deutschland das HGB. Wichtige Unterschiede: HGB folgt dem Vorsichtsprinzip (unrealisierte Gewinne werden nicht erfasst), während IFRS bei Derivaten den Fair Value vorschreibt. Diese Differenzen führen zu latenten Steuern.

Umsatzsteuer: Physische PPAs vs. VPPAs

Physische PPAs: Klassische Stromlieferung mit 19% Umsatzsteuer. VPPAs: Als Differenzausgleichsgeschäft umsatzsteuerlich unklar – die Finanzverwaltung sieht dies zunehmend kritisch. Plant Rückstellungen für mögliche Nachforderungen ein.

Risikomanagement und Hedge-Strategien für CFOs

Die drei Risikoebenen bei PPA-Verträgen

1. Volumenrisiko: Die tatsächlich gelieferte Menge weicht von der Prognose ab. Bei Wind- und Solaranlagen normal – aber wenn ihr einen VPPA auf Basis von "80% der erwarteten Produktion" strukturiert habt und das Jahr wetterbedingt 20% unter Prognose liegt, zahlt ihr für Strom, den ihr nicht bekommt.

2. Preisrisiko: Der Marktpreis entwickelt sich anders als erwartet. Bei physischen Own-Use-PPAs irrelevant (ihr braucht den Strom ohnehin), bei VPPAs euer Kernrisiko. Eine umfassende Klimarisikoanalyse hilft, die langfristigen Preistrends einzuschätzen.

3. Bilanzrisiko: Fair-Value-Schwankungen treffen eure GuV. Selbst wenn der PPA wirtschaftlich sinnvoll ist, können die bilanziellen Effekte eure Bonität oder Earn-Out-Klauseln bei M&A-Transaktionen beeinflussen.

Hedge Accounting als Lösung – jetzt auch für variable Volumen

Die IASB-Reform macht Hedge Accounting erstmals praktikabel für "nature-dependent electricity". Das Grundprinzip: Ihr designiert den VPPA als Sicherungsinstrument (hedging instrument) für euren prognostizierten Strombedarf (hedged item). Die Fair-Value-Änderungen des VPPA gehen dann nicht durch die GuV, sondern werden im OCI gesammelt und erst bei tatsächlicher Stromlieferung erfolgswirksam.

Voraussetzungen für effektives Hedging:

• Formale Dokumentation: Vor Beginn der Hedge-Beziehung müsst ihr schriftlich festhalten, was ihr absichert (z. B. "70-90% unseres erwarteten Stromverbrauchs Q1-Q4 2026"), welches Instrument ihr nutzt (der VPPA) und wie ihr die Wirksamkeit messt.

• Prospektive Effektivität: Die Hedge-Beziehung muss "voraussichtlich hocheffektiv" sein – d. h. Wertschwankungen von Grundgeschäft und Sicherungsinstrument sollten sich weitgehend kompensieren.

• Retrospektive Tests: Quartalsweise prüft ihr, ob die tatsächliche Effektivität im Bereich 80-125% liegt. Wenn nicht, muss die Hedge-Beziehung beendet werden.

Praxis-Tipp: Startet mit einem kleineren PPA-Volumen als Pilot, um Erfahrung mit dem Hedge Accounting zu sammeln, bevor ihr euren gesamten Strombedarf absichert. Die administrativen Anforderungen sind erheblich – unterschätzt nicht den Aufwand für die quartalsweise Dokumentation.

Checkliste: Vom Vertrag zur Bilanzierung

Phase 1: Vertragliche Weichenstellung

• Own-Use-Kompatibilität sicherstellen (kontrahiertes Volumen < Jahresverbrauch)

• Negative-Price-Klausel verhandeln (Floor bei null kostet 1-3 Euro/MWh, vermeidet aber Fair-Value-Risiken)

• GoO-Handhabung klären (Entwertung auf euren Namen für Scope-2-Reduktion)

• Leasingrisiko minimieren (keine operativen Kontrollrechte, Pay-as-Produced statt Take-or-Pay)

Phase 2: Bilanzielle Ersterfassung

• IFRS-9-Test dokumentieren (Own-Use oder Derivat?)

• Fair-Value-Bewertung bei Vertragsschluss für interne Steuerung

• ERP-Integration für PPA-Stromkosten und CSRD-Tracking

Phase 3: Laufendes Monitoring

• Quartalsweise Volumenkontrolle (Net-Purchaser-Test)

• Fair-Value-Updates bei Derivate-Einstufung

• GoO-Entwertung für CO2-Bilanzierung dokumentieren

• Hedge-Effektivitätstests bei Hedge Accounting

Ausblick: Strategische Chancen nutzen

Die IASB-Amendments sind ein wichtiger Schritt, aber die Entwicklung geht weiter. Erwartet werden branchenspezifische Guidance für Rechenzentren und Produktionsbetriebe sowie stärkere Verzahnung zwischen finanzieller und nichtfinanzieller Berichterstattung.

Im Rahmen einer Übernahme ist die Purchase Price Allocation (PPA) nach IFRS 3 verpflichtend durchzuführen. Am Erwerbszeitpunkt wird der Kaufpreis auf die identifizierbaren Vermögenswerte (einschließlich bisher nicht erkannter immaterieller Vermögensgegenstände) und Verbindlichkeiten verteilt. Dabei ist der Fair Value sämtlicher Vermögenswerte und Verbindlichkeiten zu bestimmen. Der Unterschiedsbetrag zwischen Kaufpreis und dem Fair Value der identifizierten Vermögenswerte und Verbindlichkeiten wird als Goodwill oder, bei negativer Differenz, gewinnerhöhend bilanziert. Die Identifikation bisher nicht erkannter immaterieller Vermögenswerte ist ein kritischer Schritt, der die zukünftige Berichterstattung und Erfolgskennzahlen maßgeblich beeinflusst. Die PPA erfordert große Expertise bei der Bewertung und Abstimmung mit Abschlussprüfern. Ziel der PPA ist es, Transparenz zu schaffen, stille Reserven aufzudecken und zukünftige Abschreibungen korrekt zu bestimmen. Zudem kann der PPA-Prozess helfen, das Risiko zukünftiger Wertminderungen immaterieller Vermögenswerte zu reduzieren.

PPAs als Wettbewerbsvorteil:

• Finanzierungshebel: Banken bewerten langfristige PPAs positiv – 10-20 Basispunkte bessere Konditionen möglich

• M&A-Multiples: Unternehmen mit soliden PPAs und transparenter IFRS-Bilanzierung erzielen höhere Bewertungen bei Exits

• Kundenbindung: Nachweis von 100% erneuerbarem Strom ist B2B-Wettbewerbsvorteil bei Scope-3-Transparenz

Häufige Fragen zur PPA-Bilanzierung nach IFRS

Was versteht man unter PPA?

Ein Power Purchase Agreement (PPA) ist ein langfristiger Vertrag zwischen einem Stromerzeuger und einem Stromabnehmer. Der Vertrag regelt Preis, Menge und Lieferbedingungen über Laufzeiten von typischerweise 10-20 Jahren. PPAs ermöglichen es Erzeugern, Investitionen in erneuerbare Energien zu finanzieren, und bieten Abnehmern Planungssicherheit bei den Energiekosten.

Was sind Power Purchase Agreements genau?

Power Purchase Agreements gibt es in zwei Hauptvarianten: Physische PPAs, bei denen tatsächlich Strom geliefert wird (entweder On-Site direkt an die Kundenanlage oder Off-Site über das öffentliche Netz), und virtuelle PPAs (VPPAs), bei denen nur ein finanzieller Differenzausgleich zwischen einem vereinbarten "Strike Price" und dem Marktpreis stattfindet. Beide Formen haben unterschiedliche bilanzielle Konsequenzen nach IFRS.

Was ist der Unterschied zwischen UGB und IFRS?

Diese Frage bezieht sich vermutlich auf den Unterschied zwischen dem österreichischen Unternehmensgesetzbuch (UGB) bzw. dem deutschen Handelsgesetzbuch (HGB) und den International Financial Reporting Standards (IFRS). Während IFRS international harmonisierte Standards für Konzernabschlüsse sind, gelten HGB/UGB als nationale Rechnungslegungsvorschriften primär für Einzelabschlüsse und Steuerzwecke. Für börsennotierte Unternehmen in der EU ist IFRS für den Konzernabschluss verpflichtend.

Was sind PPA-Buchungen?

Die buchhalterische Erfassung eines PPA hängt von seiner Einstufung ab: Own-Use-PPAs werden als schwebende Geschäfte behandelt – Stromkosten werden laufend erfolgswirksam erfasst, aber keine Bilanzierung des Vertrags selbst. PPAs als Derivate werden in der Bilanz zum Fair Value ausgewiesen, mit Wertschwankungen erfolgswirksam in der GuV (sofern kein Hedge Accounting). Leasing-PPAs erfordern die Aktivierung eines Nutzungsrechts und die Passivierung der Zahlungsverpflichtung.

Wie wirkt sich die neue IASB-Regelung auf bestehende PPAs aus?

Die Amendments zu IFRS 9 und IFRS 7 sind ab 1. Januar 2026 verpflichtend anzuwenden, aber vorzeitige Anwendung ist erlaubt. Für bestehende PPAs, die bisher als Derivate bilanziert wurden, kann dies bedeuten: Wenn sie nun den Net-Purchaser-Test erfüllen, dürft ihr auf Own-Use-Bilanzierung umstellen – rückwirkend zum Zeitpunkt der erstmaligen Anwendung des neuen Standards. Dies kann erhebliche bilanzielle Entlastung bringen.

Wie funktioniert der Net-Purchaser-Test konkret?

Ihr müsst über einen angemessenen Zeitraum (typischerweise ein Jahr) nachweisen, dass euer Unternehmen mehr Strom verbraucht als aus dem PPA geliefert wird. Beispiel: Jahresverbrauch 15 GWh, PPA liefert 12 GWh, davon verkauft ihr 1 GWh in Überschussstunden → Nettobezug 11 GWh, Eigenverbrauch 15 GWh → Test erfüllt. Entscheidend ist die Gesamtbilanz, nicht die stündliche Betrachtung.

Kann ein VPPA unter Own-Use fallen?

Nein. Ein virtuelles PPA (VPPA) ist per Definition ein reines Finanzinstrument ohne physische Stromlieferung. Die Own-Use-Exemption gilt nur für Verträge, bei denen tatsächlich ein Commodity (hier: Strom) geliefert wird, um den eigenen Verbrauch zu decken. VPPAs sind daher immer als Derivate nach IFRS 9 zu bilanzieren – aber Hedge Accounting ist nun einfacher umsetzbar.

Wie behandle ich PPAs in der CSRD-Berichterstattung?

In der CSRD (ESRS E1) müsst ihr offenlegen, wie viel eures Stromverbrauchs aus erneuerbaren Quellen stammt. PPAs zählen dazu, wenn die Herkunftsnachweise (GoOs) auf euren Namen entwertet werden. Wichtig: Ein physischer PPA ohne GoO-Entwertung hat keine Scope-2-Wirkung – ihr müsst dann den Standardemissionsfaktor des Stromnetz-Mix ansetzen. Die CSRD-Berichterstattung und IFRS-Bilanzierung müssen konsistent sein, aber folgen unterschiedlichen Logiken.

Welche Rolle spielen negative Strompreise bei der Fair-Value-Bewertung?

Bei der Bewertung eines PPA zum Fair Value müsst ihr realistische Preisannahmen treffen. In Märkten mit hoher Solar-Durchdringung (Deutschland, Spanien) sind negative Preise mittlerweile Normalität. Wenn euer PPA keine Floor-Klausel hat, müsst ihr in der Bewertung unterstellen, dass 5-10% der Erzeugung in Stunden mit negativen Preisen fällt. Dies kann den Vertragswert um 10-20% senken – und entsprechend eure Bilanz belasten.

Wann brauche ich externes Fachwissen für die PPA-Bilanzierung?

Spätestens wenn einer dieser Punkte zutrifft, solltet ihr externe Expertise einbinden: (1) PPA-Volumen über 10 Mio. Euro jährlich, (2) komplexe Vertragsstrukturen (hybride PPAs, mehrere Erzeuger), (3) geplante Börsennotierung oder M&A-Transaktion, (4) erste Anwendung von Hedge Accounting für VPPAs, (5) Wirtschaftsprüfer äußern Zweifel an eurer Own-Use-Einstufung. Die Kosten für spezialisierte Beratung amortisieren sich schnell, wenn dadurch GuV-Volatilität vermieden oder Finanzierungskonditionen verbessert werden.

Wie Fiegenbaum Solutions bei der PPA-Bilanzierung unterstützt

Die Bilanzierung von Power Purchase Agreements nach IFRS ist kein reines Accounting-Thema – sie berührt Energiestrategie, Risikomanagement, Nachhaltigkeitsberichterstattung und Investor Relations gleichzeitig. Mit über 15 Jahren Erfahrung in der Schnittstelle von ESG und Finanzstrategie unterstütze ich Unternehmen dabei, diese Komplexität zu managen.

Strategische Beratung zur Vertragsstruktur: Bereits in der Vertragsverhandlungsphase berate ich euch, welche Klauseln bilanzielle Risiken minimieren und wie ihr den PPA optimal für eure CSRD-Berichterstattung positioniert. Die Nachhaltigkeitsberatung umfasst auch die Integration von PPAs in eure Gesamt-Dekarbonisierungsstrategie.

IFRS-Compliance und Wirtschaftsprüfungs-Support: Ich erstelle die technische Dokumentation für eure Own-Use-Einstufung oder Fair-Value-Bewertung, die Wirtschaftsprüfern standhält. Bei komplexen Fällen koordiniere ich mit eurem Auditor, um strittige Punkte frühzeitig zu klären.

Hedge-Accounting-Implementierung: Die neuen IASB-Regelungen zum variablen Hedge-Volumen eröffnen Chancen – aber die Umsetzung ist anspruchsvoll. Ich entwickle mit euch die Hedge-Dokumentation, definiere Effektivitätstests und richte das quartalsweise Monitoring auf.

CSRD-Integration und Scope-2-Optimierung: Ein PPA ist nur so viel wert wie seine Wirkung auf eure CO2-Bilanz. Ich stelle sicher, dass GoO-Entwertung, IFRS-Darstellung und CSRD-Reporting nahtlos zusammenspielen – und dass eure Stakeholder die Story verstehen.

Kontakt für individuelle Beratung: Ob Startup mit erstem PPA, Mittelständler vor CSRD-Pflicht oder CFO eines börsennotierten Unternehmens – ich entwickle mit euch eine Lösung, die zu eurer spezifischen Situation passt. Mehr zu meinem Ansatz findet ihr auf der Kontaktseite.

Weitere Ressourcen zur PPA-Strategie

Die bilanzielle Behandlung ist nur ein Aspekt einer umfassenden PPA-Strategie. Für vertiefende Einblicke empfehle ich:

• PPAs für Nachhaltigkeitsmanager 2025: Praktischer Leitfaden zu Vertragsverhandlung, Risikomanagement und Marktentwicklungen

• Corporate PPAs and Renewable Energy: Internationale Perspektive auf PPA-Trends und Best Practices

• PPAs und CSRD-Compliance: So integriert ihr PPAs in eure Nachhaltigkeitsberichterstattung

• 7 häufige Stolperfallen bei PPAs: Learnings aus der Praxis zur Vermeidung teurer Fehler

• Doppelte Wesentlichkeitsanalyse: Wie ihr PPAs in eure CSRD-Materialitätsbewertung einbindet

• Klimarisikoanalyse: Bewertung langfristiger Strompreisentwicklungen und Klimaszenarien für PPA-Entscheidungen

Mit der richtigen Strategie, fundierter Expertise und proaktivem Management werden Power Purchase Agreements nicht nur zu einem Compliance-Thema, sondern zu einem echten Werttreiber für eure Energiewende und Finanzperformance.