Direktvermarktung von Solarstrom — Pflicht ab 100 kW

Direktvermarktung bedeutet, dass Sie Ihren Solarstrom nicht zu einem gesetzlich festgelegten Satz an den Netzbetreiber abgeben, sondern über einen Dienstleister an der Strombörse verkaufen — und für Anlagen ab 100 Kilowatt installierter Leistung ist genau das keine Wahl, sondern Pflicht. Wer darunter liegt, darf weiterhin die feste Einspeisevergütung nehmen, kann aber freiwillig wechseln.

Bisher war das ein Thema für Gewerbebetriebe mit großen Hallendächern. Das ändert sich gerade: Wenn die feste Einspeisevergütung für Neuanlagen wegfällt — so sieht es der Kabinettsentwurf zur EEG-Novelle vom 29. Juli 2026 vor, der Bundestag berät ab September, geltendes Recht ist er noch nicht —, wird Direktvermarktung auch für Eigenheimbesitzer zur Standardfrage. Dieser Artikel erklärt beides sauber getrennt: die Pflichtseite für größere Anlagen und die Wahlmöglichkeit für kleine.

Direktvermarktung und feste Einspeisevergütung: der Unterschied in der Praxis

Bei der festen Einspeisevergütung ist Ihr Vertragspartner der Netzbetreiber. Sie speisen ein, er zählt, er zahlt einen im EEG festgeschriebenen Betrag je Kilowattstunde — 20 Jahre lang plus Inbetriebnahmejahr, unabhängig davon, was der Strom an der Börse gerade wert ist. Der Vorteil ist Planbarkeit. Der Nachteil: Sie profitieren nicht, wenn die Marktpreise steigen.

Bei der Direktvermarktung ist Ihr Vertragspartner ein Direktvermarkter — ein Energiehändler, der Ihren Strom bündelt und am Spotmarkt verkauft. Sie erhalten den Verkaufserlös und zusätzlich vom Netzbetreiber die sogenannte Marktprämie, die die Differenz zum EEG-Fördersatz ausgleicht. Unterm Strich landen Sie in der geförderten Direktvermarktung ungefähr auf dem Niveau, das das EEG Ihnen zuweist, abzüglich des Entgelts für den Vermarkter — mit der Chance, in Phasen hoher Börsenpreise darüber zu liegen.

MerkmalFeste EinspeisevergütungGeförderte DirektvermarktungVertragspartnerNetzbetreiberDirektvermarkter plus NetzbetreiberErlöshöhefester Satz je kWhBörsenerlös plus MarktprämiePflicht ab—100kW installierter LeistungTechnikZähler, Netzbetreiber-Steuerungzusätzlich Fernsteuerbarkeit für den VermarkterAufwandgering, einmaligVertrag, Abrechnung, TechnikPreisrisikokeinesbei negativen Preisen Erlösausfall

Ab wann Direktvermarktung Pflicht ist: die 100-Kilowatt-Grenze

Die Grenze steht im EEG und ist eindeutig: Für Anlagen, die nach dem 31. Dezember 2015 in Betrieb gegangen sind, besteht ein Anspruch auf die feste Einspeisevergütung nur bis zu einer installierten Leistung von 100 Kilowatt. Darüber gibt es EEG-Förderung ausschließlich als Marktprämie in der Direktvermarktung. Die Bundesnetzagentur führt die zugehörigen Fördersätze und den Meldeweg über das Marktstammdatenregister.

Zwei Punkte, die in der Praxis regelmäßig übersehen werden. Erstens zählt die installierte Leistung in Kilowatt, nicht der Jahresertrag und nicht die Wechselrichterleistung. Eine 256,5-kWp-Anlage wie unser Projekt in Appenweier liegt deutlich über der Grenze, eine 46,8-kWp-Anlage wie in Bad Kreuznach deutlich darunter. Zweitens werden mehrere Anlagen unter bestimmten Bedingungen zusammengerechnet — wer über Jahre erweitert, kann unbemerkt über 100 kW rutschen und steht dann ohne gültige Veräußerungsform da.

Kommt der Direktvermarktungsvertrag nicht rechtzeitig zustande, greift die Ausfallvergütung. Sie ist ein Sicherheitsnetz, kein Dauerzustand: Der Satz liegt spürbar unter dem regulären Fördersatz, und die Nutzungsdauer ist begrenzt. Wer eine Anlage über 100 kW plant, sollte den Vermarktungsvertrag deshalb parallel zum Netzanschlussverfahren aufsetzen, nicht danach.

Oberhalb von einem Megawatt kommt eine weitere Hürde dazu: Dort ist die Förderung grundsätzlich an einen Zuschlag aus einer Ausschreibung der Bundesnetzagentur gebunden. Für die meisten Dachanlagen im Gewerbe ist das keine Frage — die relevante Spanne liegt zwischen 100 und 1.000 Kilowatt.

Das Marktprämienmodell: anzulegender Wert, Marktwert, negative Preise

Das Marktprämienmodell klingt komplizierter, als es ist. Es besteht aus zwei Zahlen.

Der anzulegende Wert ist der Fördersatz, den das EEG Ihrer Anlage zuweist — abhängig von Größenklasse, Einspeiseart und Inbetriebnahmemonat. Er ist die Bezugsgröße, kein Auszahlungsbetrag. Der Monatsmarktwert Solar ist der Durchschnittspreis, den Solarstrom im jeweiligen Monat an der Strombörse erzielt hat. Er wird nachträglich für alle Solaranlagen einheitlich ermittelt und veröffentlicht.

Die Marktprämie ist schlicht die Differenz: anzulegender Wert minus Monatsmarktwert. Sie zahlt der Netzbetreiber. Den Börsenerlös bekommen Sie zusätzlich über Ihren Direktvermarkter.

Ein Beispiel — die Vergütungssätze stammen aus dem seit 1. August 2026 geltenden Stand, der Marktwert ist als runde Annahme gesetzt: Eine Anlage mit Teileinspeisung in der Klasse 10 bis 40 kWp hat einen Fördersatz von 6,66 ct/kWh. Angenommen, der Monatsmarktwert Solar beträgt in einem Monat 4,00 ct/kWh. Dann beträgt die Marktprämie 2,66 ct/kWh. Sie erhalten 4,00 ct vom Vermarkter und 2,66 ct vom Netzbetreiber, zusammen 6,66 ct — abzüglich des Vermarktungsentgelts. Steigt der Marktwert auf 5,00 ct, sinkt die Prämie auf 1,66 ct, die Summe bleibt gleich.

Das ist der Kern und zugleich die häufigste Enttäuschung: In der geförderten Direktvermarktung verdienen Sie an steigenden Börsenpreisen nicht automatisch mehr. Die Prämie gleicht Schwankungen aus. Zusätzlicher Erlös entsteht nur, wenn Ihr Vermarkter für Ihren Strom mehr erzielt als den einheitlichen Monatsmarktwert — etwa durch geschickte Vermarktung am Intraday-Markt oder durch Vermarktung von Flexibilität, wenn ein Speicher im Spiel ist. Die aktuellen Fördersätze und Fristen haben wir im Artikel zur Einspeisevergütung zusammengestellt.

Was negative Strompreise mit Ihrem Erlös machen

An sonnigen Mittagen mit wenig Verbrauch rutschen die Börsenpreise regelmäßig unter null. Das EEG reagiert darauf seit Jahren mit einer Regel, die zuletzt deutlich verschärft wurde: Für Anlagen, die nach Inkrafttreten des sogenannten Solarspitzengesetzes im Februar 2025 in Betrieb gegangen sind, entfällt der Zahlungsanspruch bereits ab dem ersten Zeitintervall mit negativem Day-Ahead-Preis. Als Ausgleich verlängert sich der Förderzeitraum um die betroffenen Zeiten.

Für die Direktvermarktung heißt das konkret: In diesen Stunden gibt es keine Marktprämie. Und der Börsenerlös ist negativ — Sie müssten für die Einspeisung theoretisch zuzahlen. Genau deshalb ist die Fernsteuerbarkeit kein Bürokratieakt, sondern der wirtschaftliche Hebel: Ein guter Direktvermarkter fährt Ihre Anlage in diesen Zeitfenstern herunter, statt Strom zu Minuspreisen einzuspeisen.

Die Zahl der Stunden mit negativen Preisen ist in den vergangenen Jahren gestiegen, und sie liegt naturgemäß dort, wo Photovoltaik am meisten produziert. Zwei Konsequenzen folgen daraus. Erstens gewinnt Eigenverbrauch gegenüber Einspeisung weiter an Gewicht. Zweitens werden Speicher interessanter, weil sie Erzeugung aus der Mittagsspitze in die Abendstunden verschieben, in denen die Preise höher liegen.

Technische Voraussetzungen: Fernsteuerbarkeit, Messsystem, Bilanzkreis

Drei Dinge müssen vorhanden sein, bevor der erste Kilowattstundenerlös fließt.

• Fernsteuerbarkeit für den Direktvermarkter: Das EEG verlangt in der Direktvermarktung eine technische Einrichtung, mit der der Vermarkter jederzeit die Ist-Einspeisung abrufen und die Einspeiseleistung ferngesteuert reduzieren kann. Dieser Zugriff ist getrennt vom Zugriff des Netzbetreibers zu führen, damit er dessen Netzsicherheitsmaßnahmen nicht stört.
• Intelligentes Messsystem: Für Erzeugungsanlagen ab 7 Kilowatt installierter Leistung ist der Einbau eines intelligenten Messsystems — Zähler plus Smart-Meter-Gateway — vorgesehen. Es liefert die viertelstundenscharfen Werte, ohne die eine bilanzielle Abrechnung nicht funktioniert. Die zulässigen Entgelte begrenzt die Bundesnetzagentur durch jährliche Preisobergrenzen.
• Bilanzkreiszuordnung: Ihr Strom muss einem Bilanzkreis zugeordnet sein. Der Direktvermarkter nimmt Ihre Anlage in seinen Bilanzkreis auf, prognostiziert die Erzeugung und trägt das Risiko, wenn Prognose und Realität auseinanderlaufen. Diese Zuordnung ist der eigentliche Grund, warum ein Wechsel der Veräußerungsform nur zum Monatsersten und mit Vorlaufzeit möglich ist.

Die gute Nachricht für Neuanlagen: Moderne Wechselrichter von Huawei, Fronius oder SMA bringen die nötigen Schnittstellen mit, und die Steuerbox wird ohnehin im Zuge des Netzanschlusses gesetzt. Teuer und ärgerlich wird es nur bei Bestandsanlagen, die nachgerüstet werden müssen — dort ist vorab zu klären, ob Wechselrichter und Zählerschrank überhaupt mitspielen.

Was ein Direktvermarkter leistet, was er kostet und woran Sie einen guten erkennen

Der Direktvermarkter übernimmt die Aufgaben, die Sie selbst nicht sinnvoll erledigen können: Er meldet Ihre Anlage in seinem Bilanzkreis an, erstellt Erzeugungsprognosen, verkauft den Strom am Day-Ahead- und Intraday-Markt, wickelt die Marktprämie mit Ihrem Netzbetreiber ab und steuert die Anlage in Zeiten negativer Preise ab. Sie bekommen eine monatliche Abrechnung.

Bezahlt wird er in aller Regel über ein Vermarktungsentgelt je eingespeister Kilowattstunde, teils kombiniert mit einer monatlichen Grundgebühr. Die Höhe hängt von Anlagengröße, Vertragslaufzeit und Marktlage ab und ist verhandelbar — belastbare Durchschnittswerte gibt es nicht, weil die Konditionen individuell vereinbart werden. Holen Sie deshalb mindestens zwei Angebote ein und lassen Sie sich die Kosten als Gesamtbetrag je Kilowattstunde ausweisen, nicht als Sammlung von Einzelposten.

Woran Sie einen tragfähigen Vertrag erkennen:

• Laufzeit und Kündigungsfrist: Kurze Erstlaufzeiten mit klaren Kündigungsfristen sind besser als Mehrjahresbindungen, solange der Markt in Bewegung ist.
• Transparente Abrechnung: Monatsmarktwert, tatsächlich erzielter Erlös, Marktprämie und Entgelt müssen getrennt ausgewiesen sein. Wer nur eine Summe nennt, macht die Leistung unprüfbar.
• Umgang mit negativen Preisen: Lassen Sie sich schriftlich geben, wer in diesen Stunden abregelt und wer die Kosten trägt.
• Keine Kopplung an Hardware: Ein Vermarktungsvertrag, der Sie zu einem bestimmten Steuergerät oder Portal zwingt, verteuert später den Anbieterwechsel.
• Bonitäts- und Insolvenzsicherung: Der Vermarkter hält Ihre Erlöse zwischen Verkauf und Auszahlung. Fragen Sie nach Sicherheiten.

Sonstige Direktvermarktung und PPA: die Alternative für Gewerbebetriebe

Neben der geförderten gibt es die sonstige Direktvermarktung. Hier verzichten Sie auf die Marktprämie und verkaufen den Strom vollständig frei — an einen Händler, an einen Nachbarbetrieb oder direkt an einen Abnehmer. Ohne EEG-Förderung entfallen die damit verbundenen Bindungen, dafür tragen Sie das Preisrisiko allein.

Die verbreitete Vertragsform dafür ist das Power Purchase Agreement, kurz PPA: ein langfristiger Stromliefervertrag mit festem oder indexiertem Preis, typischerweise über fünf bis fünfzehn Jahre. Für Betreiber großer Dach- und Freiflächenanlagen ist das interessant, weil ein PPA Planungssicherheit über den EEG-Zeitraum hinaus schafft und Banken die Finanzierung erleichtert. Für den Abnehmer ist es interessant, weil er sich Strom zu kalkulierbaren Konditionen sichert.

Realistisch bleibt das ein Thema ab mittleren Megawattgrößen oder bei Konstellationen, in denen Erzeuger und Verbraucher räumlich nahe beieinanderliegen — etwa ein Produktionsbetrieb im Rhein-Main-Gebiet, der das Hallendach eines Nachbarn nutzt. Für die typische Gewerbeanlage zwischen 100 und 500 kWp ist die geförderte Direktvermarktung fast immer die einfachere und sicherere Wahl. Wie sich eine solche Anlage rechnet, behandeln wir gesondert im Artikel zu Photovoltaik für Unternehmen.

Lohnt sich der freiwillige Wechsel? Getrennt betrachtet

Unter 100 kW haben Sie die Wahl. Die Antwort fällt für Gewerbe und Eigenheim unterschiedlich aus.

Gewerbeanlagen zwischen 30 und 100 kWp

Hier lohnt der Blick meist. Die Einspeisemengen sind groß genug, dass ein Prozentpunkt Mehrerlös spürbar wird, und der Verwaltungsaufwand fällt in einem Betrieb, der ohnehin Energiebeschaffung betreibt, kaum ins Gewicht. Besonders sinnvoll ist der Wechsel, wenn ein Speicher oder steuerbare Verbraucher vorhanden sind, deren Flexibilität sich zusätzlich vermarkten lässt. Gegen einen Wechsel spricht, wenn der Eigenverbrauchsanteil ohnehin sehr hoch ist — dann bleibt zu wenig Einspeisemenge übrig, um die Fixkosten des Vertrags zu tragen. Eine belastbare Einordnung für den eigenen Betrieb liefert nur eine Rechnung mit den tatsächlichen Lastgangdaten des Standorts.

Eigenheimanlagen bis rund 30 kWp

Für klassische Hausanlagen mit hoher Eigenverbrauchsquote ist die feste Einspeisevergütung derzeit in aller Regel die bessere Wahl. Die eingespeiste Reststrommenge ist zu klein, als dass ein Mehrerlös die Kosten für Vermarktungsentgelt, Messtechnik und Steuerbox aufwiegen würde. Solange Ihre Anlage einen festen Satz erhält — bei Teileinspeisung bis 10 kWp derzeit 7,70 ct/kWh —, gibt es wenig Anlass, daran zu rühren.

Anders sieht es aus, wenn für Neuanlagen kein fester Satz mehr angeboten wird. Dann ist Direktvermarktung nicht mehr die Alternative, sondern der Normalfall — und die Frage verschiebt sich von "ob" zu "mit wem und zu welchen Konditionen".

Was die geplante EEG-Novelle für die Direktvermarktung vorsieht

Nach dem Kabinettsentwurf vom 29. Juli 2026 — der Bundestag berät ab September 2026, der Bundesrat steht aus, geltendes Recht ist der Entwurf noch nicht — soll die feste Einspeisevergütung für Neuanlagen ab dem 1. Januar 2027 entfallen und durch eine Übergangszahlung von 5,2 ct/kWh für höchstens 36 Monate ersetzt werden. Vorgesehen ist außerdem ein einheitlicher anzulegender Wert von 6,2 ct/kWh.

Für die Direktvermarktung ist ein eigener Anreiz geplant: ein Direktvermarktungsbonus von 1,50 ct/kWh für bis zu 48 Monate bei Anlagen unter 25 Kilowatt. Damit würde der Gesetzgeber genau die Größenklasse adressieren, für die Direktvermarktung sich heute rechnerisch nicht trägt — der Bonus soll die Fixkosten des Vertrags kompensieren, bis der Markt für Kleinanlagen entsprechende Angebote hervorbringt. Die Staffelung nach Anlagengröße sieht 2027 Anlagen unter 50 kW vor, 2028 unter 25 kW, 2029 unter 7 kW.

Bestandsanlagen bleiben unberührt. Wer heute eine Anlage mit fester Vergütung betreibt, behält seinen Satz und seinen Zeitraum. Alle Einzelheiten des Entwurfs — auch das geplante Einspeiseleistungslimit für neue Gebäudeanlagen — haben wir im Artikel zur EEG-Novelle aufgearbeitet.

Häufige Fragen

Kann ich von der Einspeisevergütung in die Direktvermarktung wechseln und wieder zurück?

Ja. Das EEG lässt den Wechsel zwischen den Veräußerungsformen zu, allerdings nur zum ersten Kalendertag eines Monats und mit Anmeldefrist beim Netzbetreiber. Praktisch heißt das: Sie müssen den Wechsel im Vormonat ankündigen. Ein Zurückwechseln in die feste Einspeisevergütung ist möglich, solange Ihre Anlage die 100-kW-Grenze nicht überschreitet.

Was passiert, wenn mein Direktvermarkter insolvent wird?

Für diesen Fall gibt es die Ausfallvergütung als Auffangnetz — Sie fallen also nicht ohne Vergütung aus dem System. Sie liegt aber unter dem regulären Fördersatz und ist zeitlich begrenzt, ist also kein Ersatz für einen neuen Vertrag. Prüfen Sie vorab, welche Fristen Ihr Netzbetreiber für die Anmeldung der Ausfallvergütung setzt, und achten Sie bei der Anbieterwahl auf wirtschaftliche Stabilität.

Brauche ich für die Direktvermarktung einen Speicher?

Nein, notwendig ist er nicht. Ein Speicher verbessert die Position aber, weil er Erzeugung aus Stunden mit niedrigen oder negativen Preisen in Stunden mit höheren Preisen verschiebt. Ob sich die Investition trägt, hängt an der eigenen Verbrauchsstruktur und nicht an der Vermarktungsform — das ist eine getrennte Rechnung.

Gilt die 100-kW-Grenze pro Anlage oder pro Standort?

Maßgeblich ist die installierte Leistung der Anlage im Sinne des EEG — und mehrere Photovoltaikanlagen können unter bestimmten Voraussetzungen als eine Anlage gelten, etwa wenn sie auf demselben Grundstück stehen und innerhalb von zwölf Monaten in Betrieb genommen wurden. Bei geplanter Erweiterung eines Bestandsdachs sollten Sie das vor der Bestellung klären, nicht danach.

Better Energy plant und errichtet Photovoltaikanlagen in beiden Größenklassen: von der 7,04-kWp-Dachanlage in Wiesbaden bis zur 256,5-kWp-Anlage in Appenweier, die klar in der Direktvermarktungspflicht liegt. Aus 582 umgesetzten Projekten wissen wir, dass die Vermarktungsfrage früh in die Planung gehört — Wechselrichterwahl, Steuerbox und Messkonzept entscheiden mit darüber, welche Verträge Ihnen später offenstehen. Vom Sitz in Mainz betreuen wir Kunden im Rhein-Main-Gebiet, in Rheinhessen und bundesweit. Eine erste Größenordnung liefert Ihnen der Solar-Rechner; für die konkrete Auslegung und die Frage, ob Ihre geplante Anlage über oder unter der 100-kW-Grenze landet, sprechen Sie uns direkt an.