Kurz erklärt
Direktvermarktung bedeutet, dass der Strom einer Erneuerbaren-Anlage nicht gegen die feste EEG-Vergütung an den Netzbetreiber geht, sondern über einen Direktvermarkter an der Strombörse verkauft wird. Die Differenz zur gesetzlichen Förderhöhe gleicht die Marktprämie aus. Für Anlagen ab 100 Kilowatt installierter Leistung ist die Direktvermarktung verpflichtend, darunter freiwillig möglich.
Was ist Direktvermarktung?
Im klassischen Fördermodell des EEG nimmt der Netzbetreiber den eingespeisten Strom ab und zahlt eine gesetzlich festgelegte Einspeisevergütung. Der Anlagenbetreiber muss sich um nichts weiter kümmern — er hat aber auch keinen Anteil daran, wenn Strom am Markt gerade viel wert ist.
Die Direktvermarktung dreht dieses Prinzip um: Ein spezialisiertes Unternehmen — der Direktvermarkter — nimmt den Strom ab, vermarktet ihn an der Strombörse und rechnet mit dem Anlagenbetreiber ab. Zusätzlich erhält der Betreiber vom Netzbetreiber die Marktprämie. Sie schließt die Lücke zwischen dem durchschnittlichen Marktwert des Stroms und dem gesetzlich anzulegenden Wert, der weitgehend der Förderhöhe entspricht.
Wirtschaftlich bedeutet das: Erlöse aus Börsenpreis und Marktprämie ergeben zusammen mindestens ein Niveau, das der klassischen Förderung nahekommt — mit der Chance auf mehr, wenn die Börsenpreise hoch liegen, und mit zusätzlichem Risiko in Phasen niedriger oder negativer Preise.
Wichtig zu verstehen: Direktvermarktung ist keine Alternative zur Förderung, sondern eine andere Form der Förderung. In der geförderten Direktvermarktung bleibt der EEG-Anspruch bestehen, er wird nur über die Marktprämie statt über eine feste Vergütung ausgezahlt.
Wer muss direkt vermarkten?
Die Pflicht zur Direktvermarktung knüpft an die installierte Leistung an. Anlagen ab 100 Kilowatt müssen ihren Strom in der Direktvermarktung absetzen — für sie steht die feste Einspeisevergütung nicht mehr zur Verfügung. Kleinere Anlagen dürfen wählen: entweder die klassische Einspeisevergütung oder freiwillig die Direktvermarktung.
Wer die Pflichtgrenze überschreitet und dennoch keinen Direktvermarkter beauftragt, fällt in die sogenannte Ausfallvergütung zurück. Diese liegt deutlich unter der regulären Förderung und ist ausdrücklich nur als Übergangslösung gedacht.
Die Vermarktungsformen im Überblick
| Modell | Funktionsweise | Typischer Anwendungsfall |
|---|---|---|
| Feste Einspeisevergütung | Netzbetreiber zahlt einen gesetzlich festgelegten Satz je eingespeiste Kilowattstunde | Anlagen unter 100 kW, Eigenheim und kleines Gewerbe |
| Geförderte Direktvermarktung (Marktprämienmodell) | Verkauf über einen Direktvermarkter an der Börse, zusätzlich Marktprämie vom Netzbetreiber | Pflicht ab 100 kW, freiwillig auch darunter |
| Sonstige Direktvermarktung | Vermarktung ohne EEG-Förderung, freie Preisbildung | ausgeförderte Anlagen, besondere Vertragsmodelle |
| PPA (Power Purchase Agreement) | Langfristiger Stromliefervertrag mit einem festen Abnehmer | große Anlagen, Gewerbe und Industrie |
Wie die Marktprämie berechnet wird
Die Marktprämie ist die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert — der gesetzlich bestimmten Förderhöhe für die jeweilige Anlage — und dem Monatsmarktwert, also dem durchschnittlichen Börsenwert des Stroms aus der jeweiligen Erzeugungsart im betreffenden Monat.
Weil der Monatsmarktwert ein Durchschnitt ist, entsteht ein Anreiz zur marktorientierten Erzeugung: Wer seinen Strom überdurchschnittlich in Stunden mit hohen Preisen einspeist, erzielt mehr als den Durchschnitt und behält die Differenz. Umgekehrt bleibt weniger übrig, wenn viel in preisschwachen Stunden erzeugt wird — was bei Photovoltaik naturgemäß häufig zur Mittagszeit der Fall ist, wenn viele Anlagen gleichzeitig einspeisen.
Hinzugekommen ist die Regelung zu negativen Strompreisen: Für neuere Anlagen entfällt der Förderanspruch in Stunden, in denen der Börsenpreis negativ ist. Das erhöht die Bedeutung einer flexiblen, marktorientierten Fahrweise und macht Speicher sowie steuerbare Verbraucher wirtschaftlich interessanter.
Technische und vertragliche Voraussetzungen
- Fernsteuerbarkeit: Der Direktvermarkter muss die Anlage aus der Ferne in ihrer Einspeiseleistung regeln und Ist-Werte abrufen können. Dafür ist entsprechende Kommunikationstechnik an der Anlage erforderlich.
- Viertelstundengenaue Messung: Die Einspeisung wird zeitlich aufgelöst erfasst — über registrierende Leistungsmessung oder ein intelligentes Messsystem. Der einfache Smart Meter ist hier der Einstiegspunkt.
- Bilanzkreiszuordnung: Der Strom wird dem Bilanzkreis des Direktvermarkters zugeordnet.
- Registrierung im Marktstammdatenregister: Grundvoraussetzung für jeden Förderanspruch.
- Meldung der Veräußerungsform: Der Wechsel zwischen Einspeisevergütung und Direktvermarktung ist monatlich möglich, muss dem Netzbetreiber aber fristgerecht im Vormonat angezeigt werden.
Chancen und Risiken im Überblick
Für den Betreiber verändert sich mit der Direktvermarktung das Erlösprofil — und damit auch das Risiko.
- Chance: In Zeiten hoher Börsenpreise liegen die Erlöse über der festen Vergütung. Wer flexibel einspeisen kann, etwa mit Speicher oder steuerbarer Erzeugung, profitiert zusätzlich.
- Chance: Direktvermarkter bieten häufig Zusatzleistungen wie Prognose, Monitoring und Vermarktung von Flexibilität an.
- Risiko: Phasen mit sehr niedrigen oder negativen Preisen mindern die Erlöse. Ohne Speicher oder Steuerbarkeit lässt sich darauf kaum reagieren.
- Risiko: Vertragsbedingungen unterscheiden sich erheblich — Laufzeit, Kündigungsfristen, Entgelte und die Behandlung negativer Preise gehören zu den Punkten, die vor Abschluss geprüft werden sollten.
- Aufwand: Messtechnik, Fernsteuerbarkeit und Abrechnung erfordern mehr Betreuung als das klassische Modell.
Was das für Betreiber in der Praxis bedeutet
Für Eigenheimanlagen ist die Direktvermarktung heute nur in Ausnahmefällen ein Thema — die Pflichtgrenze liegt weit über ihrer Leistung, und der Eigenverbrauch bleibt der wirtschaftlich stärkste Hebel. Relevant wird sie bei größeren Dachanlagen auf Gewerbe- und Landwirtschaftsgebäuden sowie überall dort, wo mehrere Anlagen zusammengefasst werden.
Interessant ist die Entwicklung dennoch für alle Betreiber, weil sie die Richtung vorgibt: Erlöse orientieren sich zunehmend am Zeitpunkt der Erzeugung und des Verbrauchs. Genau dieselbe Logik steht hinter dem dynamischen Stromtarif auf der Bezugsseite und hinter Energiemanagement-Lösungen, die Erzeugung, Speicher und Verbraucher zeitlich aufeinander abstimmen. IntHome bewertet bei Gewerbeprojekten, ob und ab welcher Anlagengröße die Direktvermarktung wirtschaftlich sinnvoll ist, und plant Mess- und Kommunikationstechnik von Anfang an entsprechend.
Häufige Fragen zur Direktvermarktung
Ab welcher Anlagengröße ist Direktvermarktung Pflicht?
Ab 100 Kilowatt installierter Leistung. Für diese Anlagen steht die feste Einspeisevergütung nicht mehr zur Verfügung. Kleinere Anlagen können freiwillig in die Direktvermarktung wechseln, sind dazu aber nicht verpflichtet.
Was ist die Marktprämie?
Die Marktprämie gleicht die Differenz zwischen dem gesetzlich anzulegenden Wert und dem durchschnittlichen Monatsmarktwert des Stroms aus. Sie wird vom Netzbetreiber gezahlt und ergänzt die Erlöse, die der Direktvermarkter an der Börse erzielt.
Lohnt sich Direktvermarktung für eine kleine Dachanlage?
In der Regel nicht. Der zusätzliche Aufwand für Fernsteuerbarkeit, Messtechnik und Vertragsmanagement steht bei kleinen Anlagen selten im Verhältnis zum Mehrerlös. Für Eigenheime bleibt der Eigenverbrauch der wirtschaftlich stärkste Hebel.
Was passiert bei negativen Strompreisen?
Für neuere Anlagen entfällt der Förderanspruch in Stunden mit negativen Börsenpreisen. Wirtschaftlich sinnvoll ist dann, die Einspeisung zu reduzieren oder den Strom zu speichern beziehungsweise selbst zu nutzen. Wie einzelne Direktvermarkter damit umgehen, regelt der Vertrag.
Kann ich zwischen Einspeisevergütung und Direktvermarktung wechseln?
Ja. Die Veräußerungsform kann monatlich gewechselt werden, sofern der Wechsel dem Netzbetreiber fristgerecht im Vormonat angezeigt wird. Voraussetzung für die Direktvermarktung sind die technischen Anforderungen wie Fernsteuerbarkeit und viertelstundengenaue Messung.
Was ist der Unterschied zwischen Direktvermarktung und einem PPA?
In der geförderten Direktvermarktung wird der Strom an der Börse verkauft und über die Marktprämie ergänzt. Ein PPA ist ein langfristiger Liefervertrag mit einem festen Abnehmer zu vereinbarten Konditionen, meist ohne EEG-Förderung. PPAs sind vor allem bei großen Anlagen und im gewerblichen Umfeld verbreitet.
Quellen und weiterführende Informationen
Hinweis zur Erstellung: Dieser Glossareintrag wurde mit Unterstützung von künstlicher Intelligenz erstellt und redaktionell optimiert. Die fachlichen Inhalte werden vor der Veröffentlichung durch die Fachkräfte von IntHome geprüft. Gesetzliche Schwellenwerte, Fördersätze und Marktregeln ändern sich regelmäßig — für Ihre konkrete Anlage sind die aktuellen Angaben von Netzbetreiber und Direktvermarkter maßgeblich.