Direktvermarktung

Direktvermarktung bedeutet, dass Solarstrom nicht über die feste EEG-Vergütung, sondern über einen Direktvermarkter an der Strombörse verkauft wird; die Marktprämie gleicht die Differenz zum anzulegenden Wert aus. Verpflichtend ist sie nach geltendem Recht für Anlagen über 100 kW. Nach dem Kabinettsentwurf zum EEG 2027 vom 29.07.2026 sollen alle Neuanlagen ab 2027 nach Ablauf der Übergangszahlung in die Direktvermarktung wechseln.

Was ist Direktvermarktung?

Bei der Direktvermarktung wird Solarstrom nicht zum festen EEG-Vergütungssatz eingespeist, sondern über einen Direktvermarkter an der Strombörse verkauft. Die Differenz zwischen dem Marktwert Solar und dem anzulegenden Wert wird als Marktprämie ausgeglichen.

Marktprämienmodell

Marktprämie = Anzulegender Wert − Monatlicher Marktwert Solar

Der Anlagenbetreiber erhält:

Den Vermarktungserlös vom Direktvermarkter
Die Marktprämie vom Netzbetreiber
Zusammen mindestens das Niveau des anzulegenden Werts

Die früher separat ausgewiesene Managementprämie ist heute rechnerisch in den Marktwert eingearbeitet.

Geltendes Recht: Pflicht über 100 kW

Anlagengröße	Regelung nach geltendem EEG
bis 100 kW	Feste Einspeisevergütung (Standard), Direktvermarktung freiwillig
über 100 kW	Direktvermarktung verpflichtend
ab 750 kW	Vergütung nur über Ausschreibung

Systemwechsel: EEG 2027

Das Bundeskabinett hat am 29. Juli 2026 den Regierungsentwurf zur EEG-Reform 2027 beschlossen. Er dreht die bisherige Logik um: Nicht mehr die Anlagengröße entscheidet über die Direktvermarktungspflicht, sondern das Alter der Anlage.

Nach dem Entwurf müssen alle Neuanlagen ab 2027 nach Ablauf der Übergangszahlung in die Direktvermarktung, wenn weiterhin eine Zahlung fließen soll. Der Förderpfad einer neuen Kleinanlage sähe dann so aus:

Phase	Instrument	Höhe
Monat 1–36	Übergangszahlung	5,2 ct/kWh bei Inbetriebnahme bis 31.07.2027
bis zu 48 weitere Monate	Direktvermarktungsbonus (§ 50c EEG-E, nur unter 25 kW)	1,5 ct/kWh zusätzlich zum Marktwert
danach	keine Förderung	nur Marktwert bzw. unentgeltliche Abnahme

Rechtsstand: Das ist ein Regierungsentwurf, kein geltendes Recht. Bundestag (Beratung ab Herbst 2026), Bundesrat und die EU-beihilferechtliche Genehmigung stehen aus; der verbindliche Gesetzestext war am Beschlusstag laut IWR noch nicht veröffentlicht.

Viertelstundenhandel seit Oktober 2025

Seit dem 1. Oktober 2025 werden Day-Ahead-Produkte europaweit viertelstündlich gehandelt statt in Stundenblöcken. Für die Direktvermarktung hat das zwei Folgen: Die Prognoseanforderungen steigen, weil Abweichungen jetzt je Viertelstunde abgerechnet werden – zugleich lassen sich die Erzeugungsspitzen und -einbrüche einer PV-Anlage genauer abbilden, was bei guter Prognose die Ausgleichsenergiekosten senkt. Details im Eintrag Day-Ahead-Markt.

Ablauf

Vertrag mit einem Direktvermarkter abschließen (z. B. Next Kraftwerke, interconnector)
Fernsteuerbarkeit der Anlage und intelligentes Messsystem sicherstellen
Direktvermarkter verkauft den Strom an der Börse
Betreiber erhält Vermarktungserlös + Marktprämie
Direktvermarkter behält sein Entgelt ein

Kosten in der Praxis für Kleinanlagen

Für große Anlagen sind die Vermarktungskosten im Verhältnis zur Strommenge gering. Für eine 10-kWp-Dachanlage sieht die Rechnung anders aus:

Position	Größenordnung
Jahresentgelt (Praxisbeispiel 10 kWp, Finanztip)	rund 165 €/Jahr
Einmalige Einrichtung	etwa 200 €
Variable Entgelte je nach Anbieter	0,2–1,0 ct/kWh
Zusätzlich	Messstellenbetrieb iMSys, Fernsteuerbarkeit

Zum Vergleich: Der geplante Direktvermarktungsbonus von 1,5 ct/kWh bringt bei 5.000 kWh Netzeinspeisung 75 Euro im Jahr. Ob die Kosten der Direktvermarktung darunter oder darüber liegen, hängt vollständig davon ab, welche Angebote der Markt bis 2027 hervorbringt – ein Massenmarkt für Anlagen unter 25 kW existiert Stand Mitte 2026 noch nicht.

Häufige Fragen

Ab welcher Anlagengröße ist Direktvermarktung Pflicht?

Nach geltendem Recht ist die Direktvermarktung für neue PV-Anlagen mit mehr als 100 kW installierter Leistung verpflichtend. Kleinere Anlagen können freiwillig teilnehmen, erhalten aber standardmäßig die feste Einspeisevergütung. Nach dem Regierungsentwurf zum EEG 2027 soll sich das grundlegend ändern: Alle Neuanlagen ab 2027 müssten nach Ablauf der befristeten Übergangszahlung in die Direktvermarktung wechseln, wenn weiterhin Geld fließen soll.

Ist Direktvermarktung wirtschaftlich besser als die feste Vergütung?

Nach geltendem Recht nicht zwingend. Die Marktprämie gleicht den Marktwert auf das Niveau des anzulegenden Werts aus; bei hohen Börsenpreisen kann die Direktvermarktung leicht vorteilhafter sein, bei niedrigen Preisen ergibt sich dank Marktprämie kein Nachteil. Entscheidend sind die Kosten des Direktvermarkters, die bei kleinen Anlagen relativ stark ins Gewicht fallen.

Was kostet Direktvermarktung bei einer 10-kWp-Anlage?

Finanztip dokumentiert ein Praxisbeispiel mit rund 165 Euro pro Jahr zuzüglich etwa 200 Euro einmaliger Einrichtungskosten für eine 10-kWp-Anlage. Variable Entgelte liegen je nach Anbieter zwischen 0,2 und 1,0 ct/kWh. Hinzu kommen die Kosten für das intelligente Messsystem und die Fernsteuerbarkeit. Ein funktionierender Massenmarkt für Anlagen dieser Größe existiert Stand Mitte 2026 noch nicht.

Was ist der Direktvermarktungsbonus?

Der Direktvermarktungsbonus ist ein im EEG-2027-Entwurf neu vorgesehener Zuschlag von 1,5 ct/kWh nach § 50c EEG-E. Er gilt nur für Anlagen unter 25 kW und wird für höchstens 48 Monate gezahlt. Er soll die Zusatzkosten der Direktvermarktung für Kleinanlagen ausgleichen. Stand 29.07.2026 ist das ein Regierungsentwurf, kein geltendes Recht.

Warum wird Strom seit Oktober 2025 viertelstündlich gehandelt?

Seit dem 1. Oktober 2025 werden Day-Ahead-Produkte europaweit in Viertelstunden statt in Stundenblöcken gehandelt. Die feinere Auflösung bildet die schnellen Erzeugungs- und Lastwechsel durch Photovoltaik und Wind genauer ab. Für die Direktvermarktung bedeutet das genauere Prognoseanforderungen, aber auch geringere Ausgleichsenergiekosten bei guter Prognose.