Direktvermarktung von Strom aus Erneuerbaren Energien: Pflichten, Marktprämie und Erlöse für Unternehmen

Pflicht ab 100 kW: Wer direkt vermarkten muss

Anlagen zur Erzeugung von Erneuerbaren Energien, die ab dem 1. Januar 2016 in Betrieb genommen wurden, müssen ab einer installierten Leistung von 100 kW ihren Strom verpflichtend direkt vermarkten. Diese Regel steht in § 20 EEG 2021 und wurde im EEG 2023 fortgeführt. Unterhalb dieser Schwelle bleibt die feste Einspeisevergütung eine Option, oberhalb führt kein Weg an der Direktvermarktung vorbei — der Anlagenbetreiber verkauft seinen Strom dann über einen Direktvermarkter an der Börse statt gegen eine fixe Vergütung ins Netz einzuspeisen.

Für den gewerblichen Mittelstand betrifft das vor allem größere Dach- und Freiflächenanlagen. Eine PV-Anlage mit 120 kWp fällt bereits unter die Pflicht, ebenso Windkraft, Kraft-Wärme-Kopplung und Biomasse in entsprechender Größenordnung. Wer eine bestehende Anlage erweitert und dabei die 100-kW-Grenze überschreitet, wechselt in das Regime der verpflichtenden Direktvermarktung.

Geplant ist eine deutliche Absenkung der Schwelle: Ab 2027 soll der Solarstrom jeder neuen netzgekoppelten Anlage mit mehr als 2 kW Leistung direkt vermarktet werden. Betreiber von Anlagen über 25 kW dürfen dann weiterhin die Marktprämie beanspruchen, kleinere Systeme nicht mehr. Dieser Schritt ist bislang ein Vorhaben und noch nicht abschließend beschlossen — die konkrete Ausgestaltung und Stichtage können sich im Gesetzgebungsverfahren verschieben.

Wer den Schwellenwert prüft, sollte die installierte Leistung, das Inbetriebnahmedatum und geplante Erweiterungen zusammen betrachten. MySmartEnergy ordnet für Unternehmen die Ausgangslage ein und beziffert, ob und ab wann die Pflicht greift — eine Rechts- oder Steuerberatung ersetzt das nicht.

Marktprämie: Wie die Differenz zum Börsenpreis ausgeglichen wird

Das Marktprämienmodell überführt Erneuerbare Energien schrittweise in ein marktwirtschaftliches Umfeld. Der Anlagenbetreiber verkauft den Strom über den Direktvermarkter am Spotmarkt und erhält zusätzlich die Marktprämie. Diese gleicht die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert und dem Börsenstrompreis aus. Liegt der durchschnittliche Marktwert unter dem anzulegenden Wert, füllt die Marktprämie die Lücke — der Betreiber erhält damit im Ergebnis eine Vergütung in Höhe des anzulegenden Werts, in guten Marktphasen auch mehr.

Der anzulegende Wert ist der zentrale Referenzpunkt. Für Solaranlagen auf Gebäuden oder Lärmschutzwänden mit Inbetriebnahme ab 1. August 2026 bis 31. Januar 2027 liegt er bei Teileinspeisung bis 10 kW bei 8,10 ct/kWh und bei Volleinspeisung bis 10 kW bei 12,62 ct/kWh. Diese Sätze veröffentlicht die Bundesnetzagentur; für größere Leistungsklassen und andere Inbetriebnahmezeiträume gelten abweichende Werte, die die Behörde fortlaufend aktualisiert.

Ein wichtiger Mechanismus betrifft negative Preise: Anlagen, die im Rahmen der Direktvermarktung Strom bei negativen Börsenstrompreisen einspeisen, verzichten in diesen Stunden auf die Marktprämie. Der Förderzeitraum verlängert sich jedoch um die betroffenen Stunden. Das schafft einen Anreiz, die Einspeisung in solchen Phasen zu drosseln, statt bei negativen Preisen weiter unrentabel einzuspeisen.

Für Unternehmen entscheidet die Wahl zwischen Voll- und Teileinspeisung sowie der Umgang mit dem Eigenverbrauch über die tatsächliche Rendite. Wie sich anzulegender Wert, Marktwert und Eigenverbrauchsquote in Ihrem Fall zusammensetzen, lässt sich in einer Verbrauchsanalyse durchrechnen.

Fernsteuerbarkeit und Viertelstundenmessung: Die technischen Pflichten

Für die Inanspruchnahme der Marktprämie ist die Fernsteuerbarkeit der Anlage durch den Direktvermarkter Voraussetzung. Das regelt § 10b EEG 2023. Der Direktvermarkter muss die Ist-Einspeisung abrufen und die Leistung der Anlage reduzieren können — etwa um in Phasen negativer Preise die Erzeugung zurückzufahren. Ohne technische Fernsteuerbarkeit besteht kein Anspruch auf die Marktprämie.

Hinzu kommt die Messung: Die gesamte Ist-Einspeisung einer Anlage in der Direktvermarktung muss in viertelstündlicher Auflösung gemessen und bilanziert werden. In der Praxis erfordert das in der Regel ein intelligentes Messsystem. Die Viertelstundenwerte sind Grundlage für das Bilanzkreismanagement des Direktvermarkters, der die prognostizierte gegen die tatsächliche Einspeisung abgleichen muss.

Aus diesen beiden Anforderungen — Fernsteuerbarkeit nach § 10b und viertelstündliche Bilanzierung — ergibt sich, dass Betreiber neben der Anlage selbst auch die passende Mess- und Kommunikationstechnik einplanen müssen. Bei Neuanlagen wird das üblicherweise gleich mitgeplant, bei Bestandsanlagen kann eine Nachrüstung nötig werden.

Der Direktvermarkter bündelt viele Anlagen in einem virtuellen Kraftwerk, prognostiziert deren Einspeisung und vermarktet sie gebündelt am Spotmarkt. Für das Unternehmen bedeutet das: Der operative Aufwand für Handel und Bilanzierung liegt beim Dienstleister, während die technischen Voraussetzungen an der Anlage sichergestellt sein müssen. Ob Ihre bestehende Anlage die Fernsteuerbarkeit und Viertelstundenmessung bereits erfüllt oder nachgerüstet werden muss, lässt sich vor Vertragsabschluss prüfen.

Sonstige Direktvermarktung und PPA: Vermarktung ohne EEG-Förderung

Neben dem Marktprämienmodell gibt es die sonstige Direktvermarktung nach § 21a EEG 2023. Sie ermöglicht Anlagenbetreibern den Verkauf ihres Stroms ohne Inanspruchnahme einer Förderung durch das EEG — an der Börse oder an einen Direktvermarkter. Diese Variante wird relevant, wenn der erzielbare Marktpreis über dem anzulegenden Wert liegt oder wenn eine Anlage nach Ablauf der 20-jährigen EEG-Förderung weiterbetrieben wird.

Ein typisches Instrument in diesem Segment sind langfristige Stromlieferverträge, sogenannte Power Purchase Agreements. Dabei verkauft der Betreiber seinen Strom über mehrere Jahre zu einem vereinbarten Preis direkt an einen Abnehmer. Das gibt beiden Seiten Planungssicherheit und entkoppelt die Erlöse teilweise von den Schwankungen am Spotmarkt.

Für Biogasanlagen kommt ein weiteres Erlöselement hinzu: die Flexibilitätsprämie. Sie schafft einen Anreiz für bedarfsorientierte Stromproduktion und kann die Erlöse steigern, indem die Anlage dann einspeist, wenn die Preise hoch sind. Die technische Eignung muss durch einen Umweltgutachter bestätigt werden. Damit lässt sich der flexible Betrieb einer Biogasanlage gezielt auf preisstarke Stunden ausrichten.

Welcher Weg — Marktprämie, sonstige Direktvermarktung oder ein PPA — für ein Unternehmen tragfähiger ist, hängt von Anlagengröße, Restlaufzeit der Förderung und dem eigenen Verbrauchsprofil ab. Gerade bei älteren, aus der Förderung fallenden Anlagen entscheidet die Vermarktungsstrategie über den Weiterbetrieb. MySmartEnergy ordnet diese Optionen ein und rechnet die möglichen Erlöspfade durch.

Repowering und Speicher: Erlöspotenziale bei Bestandsanlagen

Für Bestandsanlagen im gewerblichen Mittelstand verschieben sich die Rechengrößen mit jedem Jahr. Anlagen, die vor 2016 in Betrieb gingen und unter der 100-kW-Schwelle liegen, können freiwillig in die Direktvermarktung wechseln, wenn der Marktwert die feste Einspeisevergütung übersteigt. Sobald die 20-jährige EEG-Förderung ausläuft, wird die sonstige Direktvermarktung nach § 21a EEG 2023 zur zentralen Option für den Weiterbetrieb.

Beim Repowering wird eine bestehende Anlage modernisiert — etwa durch leistungsstärkere Module oder Wechselrichter. Überschreitet die erneuerte Anlage dabei die 100-kW-Grenze, greift die verpflichtende Direktvermarktung. Wer modernisiert, sollte deshalb Leistungssteigerung und Vermarktungsregime zusammen betrachten, damit die technischen Voraussetzungen wie Fernsteuerbarkeit nach § 10b und die viertelstündliche Messung von Anfang an erfüllt sind.

Ein Industriespeicher verändert die Ökonomie zusätzlich. Er erlaubt es, Strom in Stunden hoher Marktpreise einzuspeisen und die Einspeisung bei negativen Börsenstrompreisen zu vermeiden — genau jene Stunden, in denen ohnehin kein Anspruch auf die Marktprämie besteht. So lässt sich der Ertrag der Direktvermarktung glätten und der Eigenverbrauch erhöhen.

Die Kombination aus modernisierter Anlage, Speicher und passender Vermarktung entscheidet über die Wirtschaftlichkeit im Weiterbetrieb. Die anzulegenden Werte der Bundesnetzagentur, das eigene Lastprofil und die Speichergröße greifen dabei ineinander. Ob sich Repowering, ein Industriespeicher oder ein Wechsel des Vermarktungsmodells rechnet, lässt sich anhand der konkreten Anlagendaten beziffern — bevor investiert wird.