Direktvermarktungspflicht verständlich erklärt: Rechtlich sicher, wirtschaftlich sinnvoll und technisch umsetzbar

Das Wichtigste im Überblick

• Kern: Anlagen über 100 kW (Neuanlagen ab 01.01.2016) sind i.d.R. zur Direktvermarktung verpflichtet; Einspeisevergütung entfällt bei Förderinanspruchnahme.
• Marktprämienmodell: geförderte Direktvermarktung mit Formel MP = AW − MW bzw. MP = AW − JW (negativ → 0) zur Ausgleichung von Börsenerlösen und Förderwert.
• Wahlrecht: Anlagen ≤100 kW können zwischen Einspeisevergütung und Marktprämie wählen; ohne Zuordnung (<200 kW) greift seit 2024 automatische unentgeltliche Abnahme.
• Technische Voraussetzungen: viertelstündliche Messung, Bilanzkreisführung und Fernsteuerbarkeit (iMSys/Steuerbox je nach Größe) sind Voraussetzung für Direktvermarktung.
• Reformen: Solarpaket I (2024) führte unentgeltliche Abnahme/Automatik und Flexibilisierung für Eigenverbrauch ein; Solarspitzengesetz (2025) macht Direktvermarktung massengeschäftstauglicher und verlangt iMSys ab 7 kW (60%-Begrenzung bis zur Ausstattung).
• Sonderfälle/ Ausnahmen: Übergangsregelungen (§100 EEG, v.a. Biogas), ausgeförderte Anlagen und Einbindung in Energy‑Sharing (zwingende Zuordnung zur Direktvermarktung unabhängig von Größe).
• Zweck: Marktintegration der EE, Anreize für bedarfsgerechte Erzeugung, Systemstabilität – verbunden mit zusätzlichen Kosten und Vermarktungsanforderungen für Betreiber.

Begriffliche Grundlagen der Direktvermarktungspflicht

Was ist Direktvermarktung und welche Veräußerungsformen gibt es?

Direktvermarktung bedeutet, dass ein Anlagenbetreiber seinen erzeugten Strom nicht einfach dem Netzbetreiber zum Festpreis überlässt, sondern ihn aktiv am Strommarkt verkauft, entweder selbst oder über einen spezialisierten Direktvermarkter, der den Strom an der Börse oder über bilaterale Verträge veräußert.

Das EEG 2023 unterscheidet dabei vier mögliche Veräußerungsformen, denen jede Anlage zugeordnet werden muss:

• Marktprämie (§ 20 EEG 2023): Die zentrale Form der geförderten Direktvermarktung. Der Strom wird am Markt verkauft, der Staat gleicht die Differenz zum anzulegenden Wert über die Marktprämie aus.
• Einspeisevergütung (§ 21 Abs. 1 EEG 2023): Kein Markt, kein Risiko. Der Netzbetreiber übernimmt Strom und Vermarktung, zahlt einen gesetzlich festgelegten Festpreis. Nur für Anlagen unter 100 kWp.
• Mieterstromzuschlag (§ 21 Abs. 3 EEG 2023): Gilt für PV-Anlagen, die Strom direkt an Mieter im selben Gebäude oder Quartier liefern. Kein Direktvermarktungsmodell, sondern eine eigene Förderform.
• Sonstige Direktvermarktung (§ 21a EEG 2023): Direktvermarktung ohne jede EEG-Förderung. Der Betreiber trägt das volle Preisrisiko und erhält keine Marktprämie. In der Praxis wirtschaftlich kaum relevant, solange noch ein Förderanspruch besteht.

Hinzu kommt seit dem Solarpaket I 2024 die unentgeltliche Abnahme nach § 21c EEG 2023. Sie ist keine eigenständige Veräußerungsform im Sinne von § 21b Abs. 1, aber eine wichtige Auffanglösung: Der Netzbetreiber nimmt den Strom kostenlos ab und vermarktet ihn, der Betreiber erhält nichts. Wer keine Zuordnung meldet und eine Anlage unter 200 kW betreibt, landet automatisch hier.

Wann greift die Direktvermarktungspflicht?

Die Direktvermarktungspflicht ist keine eigenständige Norm im EEG, sondern das Ergebnis eines einfachen Ausschlussprinzips: Für Anlagen ab einer bestimmten Größe ist die Einspeisevergütung gesetzlich ausgeschlossen. Wer noch EEG-Förderung erhalten will, kommt am Marktprämienmodell nicht vorbei.

Leistungsschwelle: Die entscheidende Grenze liegt bei 100 kWp installierter Leistung. Neuanlagen, die ab dem 1. Januar 2016 in Betrieb gegangen sind und diese Schwelle überschreiten, können keine feste Einspeisevergütung beanspruchen. Ihre Förderung läuft ausschließlich über die geförderte Direktvermarktung nach EEG. Für Anlagen unter 100 kWp besteht dagegen ein Wahlrecht: Einspeisevergütung oder Marktprämie, beides ist möglich. Die 100-kWp-Grenze wird pro Marktlokation geprüft, mehrere Anlagen an verschiedenen Netzanschlusspunkten zählen also jeweils separat.

Inbetriebnahmedatum: Anlagen, die vor dem 1. Januar 2016 in Betrieb genommen wurden, können unter Bestandsschutz fallen und trotz einer Leistung über 100 kW weiterhin die Einspeisevergütung nutzen. Für solche Altanlagen gelten die Übergangsregelungen nach § 100 EEG 2023, die im Einzelfall geprüft werden müssen.

Eine praktisch relevante Ausnahme betrifft Biogasanlagen, die kein Biomethan einsetzen. Nach § 100 Abs. 15 EEG 2023 bestand für diese Anlagen in den Jahren 2023 und 2024 ein Anspruch auf Einspeisevergütung oder Marktprämie für die gesamte Bemessungsleistung, auch wenn die 100-kW-Grenze überschritten war. Zusätzlich erzeugte Strommengen durch eine Leistungserhöhung lösen in diesem Kontext keine Direktvermarktungspflicht aus, selbst wenn dadurch die 100-kWp-Schwelle erstmals überschritten wird.

Energy Sharing: Eine Direktvermarktungspflicht kann auch unabhängig von der Leistungsschwelle entstehen. Wer eine Anlage für Energy Sharing nach § 42c EnWG nutzt, muss diese zwingend einer Direktvermarktungsform zuordnen. Die Einspeisevergütung ist für Energy-Sharing-Anlagen ausdrücklich ausgeschlossen. Besteht ein EEG-Förderanspruch, wird die Marktprämie genutzt. Besteht keiner, greift die sonstige Direktvermarktung ohne Förderung. Die Pflicht gilt hier also für jede Anlagengröße, sobald Energy Sharing der Betriebszweck ist.

Rechtsrahmen und zentrale Normen (EEG 2023, Solarpaket I, Solarspitzengesetz)

Die Direktvermarktungspflicht steht nicht in einem einzigen Paragrafen, sondern ergibt sich aus dem Zusammenspiel mehrerer Vorschriften im EEG 2023, ergänzt durch das Solarpaket I aus dem Jahr 2024 und das Solarspitzengesetz aus dem Jahr 2025. Wer verstehen will, welche Pflichten konkret gelten, muss diese drei Regelungsebenen kennen.

Kernvorschriften (§ 19, § 20, § 21a, § 21b, § 23a, § 100)

§ 19 EEG 2023 ist die Anspruchsgrundlage für alle Förderzahlungen. Er benennt drei Zahlungsarten, auf die ein Anlagenbetreiber Anspruch haben kann: Marktprämie, Einspeisevergütung und Mieterstromzuschlag. Die sonstige Direktvermarktung ist bewusst ausgeklammert, sie löst keinen Förderanspruch aus.

§ 20 EEG 2023 regelt die Marktprämie als Kernstück der geförderten Direktvermarktung. Der Anspruch besteht nur, wenn drei Bedingungen gleichzeitig erfüllt sind: Der Strom wird direkt vermarktet, der Netzbetreiber darf ihn als EEG-geförderten Strom kennzeichnen, und die Einspeisung wird in einem geeigneten Bilanzkreis bilanziert. Ohne aktive Direktvermarktung und ordnungsgemäße Bilanzierung gibt es keine Marktprämie.

§ 21a EEG 2023 stellt klar, dass Betreiber jederzeit das Recht haben, ihren Strom ohne EEG-Förderung direkt zu vermarkten. Diese sonstige Direktvermarktung ist für Anlagenbetreiber relevant, die keinen Förderanspruch mehr haben oder ihn nicht in Anspruch nehmen wollen, etwa bei ausgeförderten Anlagen oder bei bestimmten PPA-Modellen.

§ 21b EEG 2023 verpflichtet jeden Betreiber, seine Anlage einer Veräußerungsform zuzuordnen und diese Zuordnung dem Netzbetreiber zu melden. Ein Wechsel ist nur zum ersten Kalendertag eines Monats möglich, und die Mitteilung muss vor Beginn des vorangegangenen Kalendermonats beim Netzbetreiber eingehen. Absatz 3 des Paragrafen ist für die Direktvermarktungspflicht besonders relevant: Die Zuordnung zur Direktvermarktung, egal ob mit oder ohne Förderung, ist nur zulässig, wenn die gesamte Ist-Einspeisung der Anlage in viertelstündlicher Auflösung gemessen und bilanziert wird. Fehlt diese Messtechnik, ist eine rechtswirksame Zuordnung zur Direktvermarktung nicht möglich.

§ 23a EEG 2023 in Verbindung mit Anlage 1 legt die Berechnungsformel für die Marktprämie fest. Für Anlagen, die vor dem 1. Januar 2023 in Betrieb genommen wurden, gilt der energieträgerspezifische Monatsmarktwert als Referenzgröße. Für neuere Anlagen wird die Marktprämie auf Basis des Jahresmarktwerts berechnet. Die Formel lautet in beiden Fällen: Marktprämie gleich anzulegender Wert minus Marktwert. Ergibt die Rechnung einen negativen Wert, wird die Marktprämie auf null gesetzt. Eine Rückzahlungspflicht für negative Ergebnisse besteht nicht.

§ 100 EEG 2023 enthält Übergangsregelungen, die im Einzelfall von der allgemeinen Direktvermarktungspflicht abweichen. Relevant ist vor allem Absatz 15: Für Biogasanlagen, die kein Biomethan einsetzen, galt in den Jahren 2023 und 2024 ein Anspruch auf Einspeisevergütung oder Marktprämie für die gesamte Bemessungsleistung, auch wenn die 100-kW-Grenze überschritten war. Strommengen, die durch eine nachträgliche Leistungserhöhung entstehen und die durchschnittliche Einspeisung der drei vorangegangenen Jahre überschreiten, lösen dabei keine Direktvermarktungspflicht aus, selbst wenn durch die Erhöhung erstmals die 100-kWp-Schwelle überschritten wird.

Wichtige Änderungen durch Solarpaket I (2024)

Das Solarpaket I trat am 16. Mai 2024 in Kraft und änderte mehrere für die Direktvermarktungspflicht relevante Punkte, ohne die 100-kWp-Grenze selbst anzutasten.

Die wichtigste Neuerung ist die unentgeltliche Abnahme nach dem neu geschaffenen § 21c EEG 2023. Anlagen mit einer installierten Leistung unter 200 kW, für die der Betreiber keine Veräußerungsform anmeldet, werden automatisch dieser Option zugeordnet. Der Netzbetreiber nimmt den Strom kostenlos ab und übernimmt die Vermarktung, der Betreiber erhält keine Förderung. Eine rückwirkende Zuordnung zu einer anderen Veräußerungsform ist nicht möglich. Die Neuregelung gilt erst ab dem 16. Mai 2024.

Für Betreiber, die bewusst eine Zuordnung vornehmen wollen, verschärft das Solarpaket I damit den Handlungsdruck: Wer keine Meldung abgibt, verliert automatisch jeden Förderanspruch, sofern die Anlage unter 200 kW liegt. Bei Anlagen über 200 kW gelten Strafzahlungen von 10 Euro pro Kilowatt und Monat bei Verstoß gegen die Zuordnungspflicht.

Für Betreiber mit hohem Eigenverbrauch schafft das Solarpaket I zudem eine wirtschaftlich sinnvolle Alternative zur Direktvermarktung. Anlagen bis 200 kW, die ihre Überschüsse kaum ins Netz einspeisen, können diese Mengen unentgeltlich abgeben und sparen sich damit die Kosten für Direktvermarkter, Messtechnik und Prozessabwicklung. Für Anlagen, die bis Ende 2025 in Betrieb genommen wurden, galt diese Option temporär sogar bis zu einer installierten Leistung von 400 kW.

Das Solarpaket I erhöhte außerdem den anzulegenden Wert für Dachanlagen zwischen 40 kWp und 750 kWp um 1,5 Cent pro Kilowattstunde, um gestiegenen Bau- und Kapitalkosten Rechnung zu tragen, und hob die Ausschreibungsgrenze für Dachanlagen von 750 kWp auf 1.000 kWp an.

Technische und prozessuale Vorgaben aus dem Solarspitzengesetz (2025)

Das Solarspitzengesetz, offiziell „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen“, trat am 25. Februar 2025 in Kraft, einzelne Regelungen wirken rückwirkend zum 1. Januar 2025. Es verfolgt zwei Ziele gleichzeitig: Einspeisespitzen technisch begrenzen und die Direktvermarktung für kleinere Anlagen deutlich vereinfachen.

Technische Pflichten und 60-Prozent-Regel: Neue PV-Anlagen ab 7 kW installierter Leistung müssen verpflichtend mit einem intelligenten Messsystem und einer Steuerungseinrichtung ausgestattet werden. Solange diese Technik noch nicht installiert ist, wird die Einspeiseleistung auf 60 Prozent der Nennleistung begrenzt. Eine Anlage mit 10 kW Modulleistung darf in dieser Übergangsphase also maximal 6 kVA ins Netz einspeisen. Die Begrenzung entfällt, sobald iMSys und Steuerungseinrichtung vollständig installiert sind und ein erfolgreicher Fernsteuerungstest stattgefunden hat.

Für Anlagen, die der Veräußerungsform der Marktprämie oder der sonstigen Direktvermarktung zugeordnet sind, gilt diese 60-Prozent-Begrenzung nicht, sofern kein Mieterstromzuschlag beansprucht wird. Die Direktvermarktung bringt in diesem Punkt also eine technische Entlastung mit sich, die bei der Einspeisevergütung nicht besteht.

Vergütung bei negativen Preisen: Für neue PV-Anlagen, die ab dem 25. Februar 2025 in Betrieb genommen werden, entfällt die Einspeisevergütung in Stunden mit negativen Börsenstrompreisen, sobald die Anlage vollständig mit iMSys und Steuerungseinrichtung ausgestattet ist. Als Ausgleich werden die ausgefallenen Vergütungsstunden über einen Umrechnungsfaktor in zusätzliche Volllastviertelstunden umgewandelt und an die 20-jährige Förderzeit angehängt. Im Marktprämienmodell wirken negative Preise über den Monatsmarktwert auf die Marktprämienhöhe, ohne dass die Förderlaufzeit verlängert wird.

Massengeschäftstaugliche Direktvermarktung: Das Solarspitzengesetz führt mehrere prozessuale Vereinfachungen ein, die die freiwillige Direktvermarktung für Anlagen unter 100 kWp attraktiver machen sollen. Dazu gehören ein einheitlicher Prozess zum Nachweis der Fernsteuerbarkeit bei allen Netzbetreibern, der bis zum 1. März 2026 umzusetzen ist, ein gesetzlicher Anspruch der Direktvermarkter auf digitale Endabrechnung, die Festlegungskompetenz der Bundesnetzagentur für Direktvermarktungsprozesse sowie die verpflichtende Bereitstellung der Marktlokations-ID durch den Verteilnetzbetreiber innerhalb von vier Wochen nach Antragstellung.

Eine gesetzliche Direktvermarktungspflicht für Anlagen unter 100 kWp wird damit nicht eingeführt. Die Teilnahme bleibt freiwillig, die Hürden dafür werden aber deutlich gesenkt.

Marktprämienmodell: Funktionsweise und Berechnung

Das Marktprämienmodell ist das Herzstück der geförderten Direktvermarktung nach EEG. Wer der Direktvermarktungspflicht unterliegt, erhält seinen Strom nicht zu einem Festpreis vergütet, sondern über eine Kombination aus Börsenerlös und gleitender staatlicher Ausgleichszahlung. Die Logik dahinter ist simpel: Der Staat garantiert keinen fixen Preis, sondern sichert eine Untergrenze ab.

Formel und Praxis: MP = AW − MW / MP = AW − JW

Die Berechnung der Marktprämie ist in Anlage 1 zu § 23a EEG 2023 geregelt und folgt einer von zwei Formeln, je nach Inbetriebnahmedatum der Anlage.

Für Anlagen, die vor dem 1. Januar 2023 in Betrieb genommen wurden oder deren Ausschreibungszuschlag vor diesem Datum erteilt wurde, gilt die monatliche Berechnung:

Marktprämie = Anzulegender Wert (AW) − Monatsmarktwert (MW)

Für alle anderen Anlagen wird die Marktprämie auf Basis des Jahresmarktwerts berechnet:

Marktprämie = Anzulegender Wert (AW) − Jahresmarktwert (JW)

In beiden Fällen gilt: Ist das Ergebnis negativ, wird die Marktprämie auf null gesetzt. Es gibt keine Rückzahlungspflicht, wenn der Marktwert den anzulegenden Wert übersteigt. Der Betreiber behält dann einfach den höheren Markterlös.

Der praktische Unterschied zwischen den beiden Formeln liegt im Abrechnungsrhythmus und in der Planungssicherheit. Die monatliche Variante bedeutet, dass die Marktprämie jeden Monat neu auf Basis des tatsächlich erzielten Monatsmarktwerts berechnet wird. Schwankt der Markt stark zwischen den Monaten, schwankt auch die Prämie entsprechend. Die jährliche Variante glättet diese Schwankungen, da erst am Ende des Jahres der Durchschnitt über alle zwölf Monate ermittelt wird und die Marktprämie entsprechend angepasst ausgezahlt wird. Für die meisten Neuanlagen ab 2023 ist damit die Jahresbetrachtung maßgeblich.

Anzulegende Werte, Monats- vs. Jahresmarktwert und Managementprämie

Der anzulegende Wert ist die gesetzlich festgelegte Referenzgröße, auf die die Marktprämie abzielt. Er entspricht wirtschaftlich in etwa der früheren festen Einspeisevergütung, liegt aber um eine sogenannte Managementprämie höher, die die Zusatzkosten der Direktvermarktung pauschal abdeckt. Für Windanlagen und Solaranlagen beträgt dieser Aufschlag laut den Berechnungsgrundlagen zu Anlage 1 EEG typischerweise 0,4 Cent pro Kilowattstunde, für weniger volatile Technologien wie Biogas oder Wasserkraft rund 0,2 Cent pro Kilowattstunde. Diese Managementprämie ist nicht separat ausgewiesen, sondern bereits im anzulegenden Wert enthalten. Sie soll sicherstellen, dass Betreiber durch die Direktvermarktungspflicht keine Nachteile gegenüber der Einspeisevergütung erleiden, da Direktvermarktung mit realen Kosten verbunden ist: Direktvermarkterprovisionen, Prognoseerstellung und Bilanzkreismanagement.

Der Monatsmarktwert Solar wird monatlich rückwirkend von den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern als mengengewichteter Durchschnittspreis aller börsengehandelten Solarstrommengen nach der Methodik in Anlage 1 zu § 23a EEG berechnet. Die Gewichtung nach Menge ist dabei der entscheidende Punkt: Mittagsstunden mit hoher Solarproduktion fließen stärker in den Durchschnitt ein als Randstunden mit niedriger Produktion. Da genau in diesen Hochproduktionsstunden die Börsenpreise durch das hohe Solarangebot gedrückt werden, liegt der Monatsmarktwert Solar strukturell unter dem allgemeinen Großhandelspreis. Dieser Effekt, auch als Cannibalization-Effekt bezeichnet, verstärkt sich mit jeder zusätzlich installierten Solarkapazität im Netz.

Der Jahresmarktwert funktioniert nach demselben Prinzip, bildet den mengengewichteten Durchschnitt aber über das gesamte Kalenderjahr. Für Neuanlagen, bei denen der Jahresmarktwert maßgeblich ist, wird die Marktprämie erst rückwirkend zum Jahresende auf Basis dieses Wertes final abgerechnet. Unterjährig werden Abschlagszahlungen geleistet.

In der Gesamtschau garantiert das Marktprämienmodell damit folgendes: Liegt der Marktwert unterhalb des anzulegenden Wertes, schließt die Marktprämie die Lücke. Liegt der Marktwert darüber, profitiert der Betreiber vollständig vom höheren Marktpreis, ohne dass die Marktprämie gekürzt wird. Die Summe aus Börsenerlös und Marktprämie entspricht damit im Mittel dem anzulegenden Wert, kann aber darüber liegen. Für Betreiber, die der Direktvermarktungspflicht unterliegen, ist das Modell damit wirtschaftlich vergleichbar mit einer Einspeisevergütung, bietet aber zusätzlich die Chance auf Mehrerlöse bei hohen Marktpreisen.

Technische Anforderungen und Prozesse für die Umsetzung der Direktvermarktungspflicht

Die geförderte Direktvermarktung nach EEG funktioniert nicht automatisch. Sie setzt eine konkrete technische Infrastruktur voraus, ohne die weder die Marktprämie beansprucht noch die Anlage rechtswirksam einer Direktvermarktungsform zugeordnet werden kann. Wer der Direktvermarktungspflicht unterliegt, muss drei Bereiche aktiv umsetzen: Messtechnik und Bilanzierung, Fernsteuerbarkeit und die vertragliche Einbindung eines Direktvermarkters.

Viertelstündliche Messung, Bilanzkreisführung und Datenflüsse

§ 21b Abs. 3 EEG 2023 legt fest, dass die Zuordnung einer Anlage zur Direktvermarktung nur zulässig ist, wenn die gesamte Ist-Einspeisung der Anlage in viertelstündlicher Auflösung gemessen und bilanziert wird. Ohne diese Messtechnik ist eine rechtswirksame Zuordnung zur Direktvermarktung nicht möglich, der Marktprämienanspruch entfällt.

Was das in der Praxis bedeutet: Alle 15 Minuten werden die Einspeisemengen erfasst und in Echtzeit oder mit kurzer Verzögerung an den Direktvermarkter und den Netzbetreiber übermittelt. Der Direktvermarkter benötigt diese Daten, um die Anlage in seinen Bilanzkreis zu integrieren und die prognostizierten Einspeisemengen an der Börse zu handeln. Weichen tatsächliche Einspeisung und gebotene Menge voneinander ab, entstehen Ausgleichsenergiekosten, die der Direktvermarkter trägt und über seine Provision einkalkuliert.

§ 20 EEG 2023 ergänzt diese Anforderung um eine bilanztechnische Vorgabe: Der Strom muss in einem Bilanzkreis bilanziert werden, in dem ausschließlich EEG-geförderte Strommengen aus der Direktvermarktung mit Marktprämie geführt werden. Werden Stromspeicher eingesetzt und der förderfähige Anteil über die Abgrenzungs- oder Pauschaloption nach § 19 Abs. 3b oder 3c EEG bestimmt, ist ein gesonderter Bilanzkreis erforderlich, in dem ausschließlich diese spezifischen Speichermengen bilanziert werden.

Der Datenaustausch zwischen Anlage, Direktvermarkter, Netzbetreiber und Übertragungsnetzbetreiber folgt standardisierten Formaten und Fristen, die die Bundesnetzagentur vorgibt. Der Direktvermarkter meldet dem Netzbetreiber die Zuordnung der Anlage zu seinem Bilanzkreis, der Netzbetreiber bestätigt die Zuordnung und übermittelt die gemessenen Viertelstundenwerte für die Marktprämienabrechnung. Funktioniert dieser Datenfluss nicht reibungslos, etwa weil die Anlage nicht korrekt registriert ist oder Messdaten fehlen, entstehen Abrechnungskonflikte und im schlimmsten Fall ein Verlust der Marktprämie für den betroffenen Zeitraum.

Fernsteuerbarkeit, intelligente Messsysteme (iMSys) und 60-Prozent-Begrenzung

§ 9 EEG 2023 verpflichtet Anlagenbetreiber dazu, ihre Anlage mit technischen Einrichtungen auszustatten, über die der Netzbetreiber die Einspeiseleistung jederzeit ferngesteuert reduzieren kann. Für die Direktvermarktung ist diese Fernsteuerbarkeit aus zwei Gründen zentral: Erstens ist sie eine gesetzliche Pflicht, ohne die der Betrieb der Anlage im Direktvermarktungssystem nicht zulässig ist. Zweitens ermöglicht sie dem Direktvermarkter, auf Anforderungen des Netzbetreibers zu reagieren und Einspeisungen systemkonform zu steuern.

Das Solarspitzengesetz, das am 25. Februar 2025 in Kraft trat, hat diese technischen Anforderungen konkretisiert und verschärft. Neue PV-Anlagen ab 7 kW installierter Leistung müssen verpflichtend mit einem intelligenten Messsystem und einer Steuerungseinrichtung ausgestattet werden. Solange diese Technik noch nicht eingebaut ist, gilt eine Übergangsbegrenzung: Die Einspeiseleistung wird auf 60 Prozent der installierten Nennleistung begrenzt. Eine Anlage mit 12 kW Modulleistung darf in dieser Übergangsphase also maximal 7,2 kW ins Netz einspeisen. Die Begrenzung entfällt, sobald iMSys und Steuerungseinrichtung vollständig installiert sind und ein Fernsteuerungstest erfolgreich abgeschlossen wurde.

Für Anlagen, die der Veräußerungsform der Marktprämie oder der sonstigen Direktvermarktung zugeordnet sind und keinen Mieterstromzuschlag beanspruchen, gilt diese 60-Prozent-Begrenzung laut Clearingstelle EEG|KWKG ausdrücklich nicht. Das bedeutet: Wer seine Anlage der Direktvermarktung zuordnet, ist von dieser Einspeisebegrenzung befreit, muss aber weiterhin die Fernsteuerbarkeit sicherstellen. Betreiber, die die Einspeisevergütung wählen, unterliegen dagegen der 60-Prozent-Regel, bis die vollständige technische Ausstattung vorliegt. Die Direktvermarktungspflicht bringt in diesem Punkt also eine konkrete technische Entlastung mit sich.

Das intelligente Messsystem ist dabei nicht nur Pflichtbestandteil, sondern funktionale Voraussetzung: Es liefert die viertelstündlichen Messdaten, die für Bilanzierung und Marktprämienabrechnung benötigt werden, und stellt die Kommunikationsinfrastruktur für die Fernsteuerung bereit. Ohne iMSys ist die Direktvermarktung in der Praxis technisch nicht funktionsfähig, selbst wenn die rechtlichen Zuordnungsvoraussetzungen formal erfüllt wären.

Rolle des Direktvermarkters und notwendige Vertragsinhalte

In der Praxis wickeln Anlagenbetreiber die Direktvermarktungspflicht fast ausnahmslos über einen spezialisierten Direktvermarkter ab. Die eigenständige Vermarktung an der Strombörse erfordert eine Börsenzulassung, Prognosesysteme und Bilanzkreiszugang, was für einzelne Anlagenbetreiber wirtschaftlich nicht darstellbar ist.

Der Prozess beginnt mit der Auswahl eines Direktvermarkters. Nach Vertragsabschluss meldet der Direktvermarkter die Anlage beim zuständigen Verteilnetzbetreiber zur Direktvermarktung an und übernimmt sie in seinen Bilanzkreis. Ab diesem Zeitpunkt ist der Direktvermarkter gegenüber dem Übertragungsnetzbetreiber für die Bilanzierung der Einspeisung verantwortlich. Die Marktprämie wird vom Netzbetreiber an den Direktvermarkter ausgezahlt, der sie zusammen mit den Börsenerlösen, abzüglich seiner Provision, an den Anlagenbetreiber weiterleitet.

Ein vollständiger Direktvermarktungsvertrag muss folgende Kernpunkte regeln:

• Bilanzkreisübernahme: Der Direktvermarkter übernimmt die Anlage in seinen EEG-Bilanzkreis und trägt die Verantwortung für die korrekte Bilanzierung.
• Ausgleichsenergierisiko: Abweichungen zwischen prognostizierter und tatsächlicher Einspeisung erzeugen Ausgleichsenergiekosten. Der Vertrag muss regeln, wer diese trägt und wie Prognosen erstellt werden.
• Fernsteuerbarkeit: Der Direktvermarkter stellt in der Regel die technische Infrastruktur für die Steuerbox und die Kommunikationsanbindung bereit oder koordiniert deren Einrichtung. Der Vertrag legt fest, wer für Installation, Betrieb und eventuelle Ausfälle zuständig ist.
• Vergütungsmodell und Provision: Der Vertrag definiert, wie Börsenerlöse und Marktprämie aufgeteilt werden. Direktvermarkter erheben in der Regel eine feste monatliche Gebühr pro Anlage oder einen prozentualen Abschlag auf die Erlöse.
• Wechsel- und Kündigungsregelungen: § 21b Abs. 4 EEG 2023 sichert Betreibern das Recht, den Direktvermarkter jederzeit zu wechseln. Der Vertrag muss die Fristen und den Übergabeprozess klar regeln, damit kein Abrechnungsloch entsteht.
• Meldepflichten gegenüber dem Netzbetreiber: Der Direktvermarkter übernimmt in der Regel die monatliche Zuordnungsmeldung und die Kommunikation mit dem Netzbetreiber. Der Vertrag muss klarstellen, wer für fristgerechte Meldungen verantwortlich ist, da Versäumnisse direkt zum Verlust der Marktprämie führen können.

Seit dem Solarspitzengesetz 2025 hat der Gesetzgeber die Direktvermarktungsprozesse weiter standardisiert, um insbesondere die freiwillige Direktvermarktung kleinerer Anlagen zu erleichtern. Direktvermarkter haben nun einen gesetzlichen Anspruch auf digitale, massengeschäftstaugliche Endabrechnung durch den Netzbetreiber. Der Verteilnetzbetreiber ist verpflichtet, die Marktlokations-ID innerhalb von vier Wochen nach Antragstellung bereitzustellen. Ein einheitlicher Prozess für den Nachweis der Fernsteuerbarkeit bei allen Netzbetreibern soll bis zum 1. März 2026 umgesetzt sein. Bis dahin können noch Unterschiede zwischen den Netzbetreibern in der praktischen Abwicklung bestehen.

Ausnahmen, Übergangsregelungen und Sonderfälle

Die Direktvermarktungspflicht gilt nicht ausnahmslos für alle Anlagen über 100 kWp. Das EEG 2023 enthält mehrere klar definierte Ausnahmen, die in der Praxis relevant sind und im Einzelfall darüber entscheiden, ob eine Anlage tatsächlich direkt vermarkten muss oder nicht.

Biogasanlagen, Bestandsanlagen und § 100 EEG

§ 100 Abs. 15 EEG 2023 enthält eine spezifische Übergangsregelung für Biogasanlagen, die kein Biomethan einsetzen. Für diese Anlagen galt in den Jahren 2023 und 2024 ein Anspruch auf Einspeisevergütung oder Marktprämie für die gesamte Bemessungsleistung, auch wenn die installierte Leistung über 100 kW lag. Die Direktvermarktungspflicht war in diesem Zeitraum also für diese Anlagengruppe ausgesetzt.

Besonders relevant ist dabei die Regelung zur nachträglichen Leistungserhöhung: Strommengen, die durch eine Kapazitätserweiterung entstehen und die durchschnittliche Einspeisung der drei vorangegangenen Jahre überschreiten, lösen keine Direktvermarktungspflicht aus, selbst wenn durch die Erhöhung erstmals die 100-kWp-Schwelle überschritten wird. Eine Biogasanlage, die durch eine Leistungserhöhung von 90 kW auf 110 kW wächst, muss die zusätzlichen Erzeugungsmengen also nicht direkt vermarkten.

Für ältere Bestandsanlagen, die vor dem 1. Januar 2016 in Betrieb genommen wurden, kann ebenfalls Bestandsschutz bestehen. Diese Anlagen können trotz einer installierten Leistung über 100 kW unter Umständen weiterhin die Einspeisevergütung beanspruchen, wenn die zu ihrer Zeit geltende EEG-Fassung dies erlaubte. Maßgeblich ist hier immer das Inbetriebnahmedatum in Verbindung mit der damals gültigen Rechtsgrundlage. Eine pauschale Aussage ist nicht möglich, der Einzelfall muss anhand von § 100 EEG geprüft werden.

Unentgeltliche Abnahme und automatische Zuordnung (<200 kW)

Seit dem Inkrafttreten des Solarpakets I am 16. Mai 2024 gibt es eine Auffangzuordnung für Anlagen unter 200 kW: Wer keine Veräußerungsform anmeldet, wird automatisch der unentgeltlichen Abnahme nach § 21c EEG 2023 zugeordnet. Der Netzbetreiber nimmt den eingespeisten Strom kostenlos ab, der Betreiber erhält keine Vergütung und keinen Förderanspruch.

Das ist keine Direktvermarktung, sondern deren Gegenteil: kein Markt, kein Direktvermarkter, keine Marktprämie. Der Betreiber spart sich den administrativen Aufwand, gibt dafür aber jeden Erlös für die eingespeisten Mengen auf.

Diese Option kann für Betreiber mit sehr hohem Eigenverbrauch sinnvoll sein, deren Überschussmengen so gering sind, dass die Kosten der Direktvermarktung den möglichen Erlös übersteigen würden. Für Anlagen, die bis Ende 2025 in Betrieb gegangen sind, galt diese Möglichkeit temporär sogar bis zu einer installierten Leistung von 400 kW.

Wichtig: Eine rückwirkende Zuordnung zu einer anderen Veräußerungsform ist nach automatischer Zuweisung zur unentgeltlichen Abnahme nicht möglich. Wer den Marktprämienanspruch erhalten will, muss die Zuordnung aktiv und fristgerecht vor Beginn des vorangegangenen Kalendermonats beim Netzbetreiber melden.

Energy Sharing: Direktvermarktung unabhängig von der Leistung

Beim Energy Sharing nach § 42c EnWG gelten andere Regeln als bei der klassischen Einspeisung. Wer eine Anlage für Energy Sharing nutzt, muss diese zwingend einer Direktvermarktungsform zuordnen, unabhängig davon, wie groß die Anlage ist. Die Einspeisevergütung ist für Energy-Sharing-Anlagen ausdrücklich ausgeschlossen.

Das bedeutet in der Praxis: Auch eine 50-kWp-Anlage, die normalerweise frei zwischen Einspeisevergütung und Marktprämie wählen könnte, unterliegt durch die Nutzung für Energy Sharing einer Direktvermarktungspflicht. Entweder wird sie der geförderten Direktvermarktung mit Marktprämie zugeordnet, sofern ein EEG-Förderanspruch besteht, oder der sonstigen Direktvermarktung ohne Förderung, wenn kein Förderanspruch mehr besteht, etwa bei ausgeförderten Anlagen.

Der Förderanspruch gilt dabei für den gesamten in das Netz eingespeisten Strom, auch wenn dieser im Rahmen des Energy Sharing an andere Letztverbraucher weitergeleitet wird. Die technischen Anforderungen, also viertelstündliche Messung, Bilanzierung im geeigneten Bilanzkreis und Fernsteuerbarkeit, gelten vollumfänglich und ohne Ausnahmen.

Wirtschaftliche Auswirkungen und strategische Optionen

Wirtschaftlichkeitsbetrachtung für Anlagen über 100 kW

Für Anlagen über 100 kW ist die Direktvermarktung nicht nur eine rechtliche Pflicht, sondern gleichzeitig die einzige Möglichkeit, überhaupt EEG-Förderung zu erhalten. Die wirtschaftliche Frage lautet deshalb nicht, ob man direkt vermarktet, sondern wie man das Marktprämienmodell optimal nutzt.

Die Gesamteinnahmen einer Anlage ergeben sich aus Börsenerlös plus Marktprämie. Im Jahresdurchschnitt orientiert sich dieses Ergebnis am anzulegenden Wert, kann aber je nach Marktlage deutlich darüber liegen. Für eine Dachanlage mit 300 kWp und einem anzulegenden Wert von 5,90 Cent pro Kilowattstunde in Teileinspeisung bedeutet das: In einem Monat mit einem Monatsmarktwert Solar von 2,0 Cent pro Kilowattstunde zahlt der Netzbetreiber 3,90 Cent pro Kilowattstunde als Marktprämie, sodass der Gesamterlös stabil bei 5,90 Cent bleibt. In einem Monat mit einem Monatsmarktwert von 11,0 Cent entfällt die Marktprämie, und der Betreiber erzielt 11,0 Cent pro eingespeister Kilowattstunde.

Dieser Mechanismus ist wirtschaftlich attraktiv, kommt aber nicht kostenlos. Betreiber größerer Anlagen tragen folgende direkte Kosten:

• Direktvermarktergebühr: Entweder eine monatliche Pauschale pro Anlage oder ein prozentualer Abschlag auf die Erlöse, typischerweise zwischen 0,1 und 0,3 Cent pro Kilowattstunde je nach Anlagengröße und Vertragsmodell.
• Messtechnik: Installation und Betrieb von intelligentem Messsystem und Steuerungseinrichtung. Die laufenden Kosten trägt in der Regel der Messstellenbetreiber, wobei grundzuständige Messstellenbetreiber an gesetzliche Preisobergrenzen gebunden sind.
• Fernsteuerungsinfrastruktur: Steuerbox und Kommunikationsanbindung werden häufig vom Direktvermarkter bereitgestellt oder zumindest koordiniert, sind aber im Vertrag klar zu regeln.

Diese Kosten werden durch die Managementprämie im anzulegenden Wert teilweise kompensiert, die bei Solar- und Windanlagen etwa 0,4 Cent pro Kilowattstunde beträgt und bereits im anzulegenden Wert enthalten ist. In der Praxis bedeutet das: Die Direktvermarktungskosten sind bei korrekt verhandeltem Direktvermarktungsvertrag und funktionierender Messtechnik kein wesentlicher Faktor, der die Wirtschaftlichkeit der Anlage gefährdet.

Die entscheidende Sensitivität für Anlagen über 100 kW ist der Cannibalization-Effekt: Je mehr Solarkapazität insgesamt im Netz ist, desto niedriger fällt der Monatsmarktwert Solar in den Sommermonaten aus, weil Hochproduktionsstunden den Börsenstrompreis systematisch drücken. Das bedeutet in der Praxis, dass die Marktprämie in diesen Monaten steigt und die staatliche Absicherung stärker greift. Die Gesamteinnahmen bleiben stabil, der Direktvermarkter trägt das Ausgleichsenergierisiko. Für Betreiber, die ausschließlich auf Börsenerlöse spekulieren, ist dieser Effekt ein Risikofaktor, für solche, die das Marktprämienmodell als Basis nutzen, ist er weitgehend neutralisiert.

Freiwillige Direktvermarktung für Anlagen unter 100 kW: Chancen durch Prozessvereinfachungen

Für Anlagen unter 100 kW besteht kein gesetzlicher Zwang zur Direktvermarktung. Trotzdem kann sie sich lohnen, und durch das Solarspitzengesetz 2025 wurde die Einstiegshürde deutlich gesenkt.

Der wirtschaftliche Vorteil der freiwilligen Direktvermarktung gegenüber der Einspeisevergütung liegt in zwei Punkten. Erstens ermöglicht das Marktprämienmodell Mehrerlöse in Monaten mit hohem Marktwert, weil die Prämie auf null fällt, der Betreiber aber den vollen Börsenpreis behält. Zweitens entfällt bei Zuordnung zur Marktprämie die 60-Prozent-Einspeisebegrenzung aus dem Solarspitzengesetz, die für Anlagen mit Einspeisevergütung gilt, solange noch kein vollständig installiertes iMSys mit bestandenem Fernsteuerungstest vorliegt. Eine 80-kWp-Anlage ohne iMSys, die die Einspeisevergütung wählt, darf maximal 48 kW einspeisen. Dieselbe Anlage in der Direktvermarktung mit Marktprämie hat diese Einschränkung nicht.

Bisher scheiterte die freiwillige Direktvermarktung kleiner Anlagen oft an praktischen Hürden: unterschiedliche Prozesse bei jedem Netzbetreiber, fehlende digitale Abrechnung, unklare Fernsteuerbarkeitsnachweise. Das Solarspitzengesetz verpflichtet die Netzbetreiber nun dazu, bis zum 1. März 2026 einen einheitlichen Prozess für den Fernsteuerbarkeitsnachweise zu implementieren. Direktvermarkter haben zudem einen gesetzlichen Anspruch auf digitale, massengeschäftstaugliche Endabrechnung. Die Bundesnetzagentur erhält die Festlegungskompetenz für Direktvermarktungsprozesse, was zu weiterer Standardisierung führt. Schließlich müssen Verteilnetzbetreiber die Marktlokations-ID künftig innerhalb von vier Wochen nach Antragstellung bereitstellen.

Für Anlagenbetreiber zwischen 30 und 100 kWp, typischerweise gewerbliche Dachanlagen mit gelegentlichem Überschuss, ergibt sich dadurch ein realistischeres Kosten-Nutzen-Verhältnis. Ob die freiwillige Direktvermarktung konkret sinnvoll ist, hängt aber immer vom Eigenverbrauchsanteil, den Direktvermarkterkonditionen und der erwarteten Marktpreisentwicklung ab. Wer 80 Prozent seines erzeugten Stroms selbst verbraucht und nur geringe Überschüsse einspeist, für den sind die fixen Direktvermarktungskosten im Verhältnis zur Mehreinnahme möglicherweise nicht gerechtfertigt.

Unentgeltliche Abgabe vs. Marktprämie: Entscheidungskriterien bei hohem Eigenverbrauch

Für Betreiber mit hohem Eigenverbrauch stellt sich eine konkrete Abwägungsfrage: Lohnt sich die Direktvermarktung der Überschussmengen, oder ist die unentgeltliche Abgabe die effizientere Lösung?

Die unentgeltliche Abnahme nach § 21c EEG 2023 bedeutet: null Erlös für eingespeisten Strom, aber auch null Aufwand. Kein Direktvermarkter, keine Messtechnik für die Marktanbindung, keine Fristen. Der Netzbetreiber kümmert sich um alles, zahlt aber nichts. Diese Option steht für Anlagen unter 200 kW zur Verfügung, für Anlagen die bis Ende 2025 in Betrieb gegangen sind temporär sogar bis 400 kW.

Die Entscheidung zwischen unentgeltlicher Abgabe und Marktprämie lässt sich an drei Faktoren festmachen:

1. Eingespeiste Jahresenergien: Je geringer die tatsächlich ins Netz eingespeiste Strommenge im Jahr ist, desto weniger lohnt sich die Direktvermarktung. Wer 90 Prozent seines Stroms selbst verbraucht und bei 200 kWp installierter Leistung vielleicht 15.000 kWh jährlich einspeist, erzielt bei einem effektiven Gesamtvergütungssatz von 7 Cent pro Kilowattstunde rund 1.050 Euro brutto. Dem stehen Direktvermarktergebühren, Prozessaufwand und gegebenenfalls Messtechnikkosten gegenüber. Die Rechnung geht häufig nicht auf.

2. Feste Direktvermarktungskosten vs. erlösabhängige Provision: Direktvermarkter mit Monatspauschale sind für kleine Einspeisemengen unwirtschaftlich. Wer ein erlösabhängiges Provisionsmodell wählt, zahlt nur, wenn er auch einspeist, was das Kostenrisiko begrenzt. Solche Modelle werden aber nicht von allen Direktvermarktern für kleine Anlagen angeboten.

3. Zuordnung und Fristmanagement: Wer die Meldefrist verpasst, landet automatisch in der unentgeltlichen Abnahme und verliert rückwirkend jeden Vergütungsanspruch für den betreffenden Monat. Bei der Direktvermarktung müssen Zuordnungsänderungen vor Beginn des vorangegangenen Kalendermonats angemeldet sein. Dieser Fristdruck ist bei der unentgeltlichen Abgabe nicht vorhanden.

Eine klare Empfehlung lässt sich nicht pauschal aussprechen, aber folgende Faustregel gilt: Liegt die jährliche Netzeinspeisung unter 20.000 kWh bei einer Anlage im Bereich bis 200 kWp, übersteigen die Direktvermarktungskosten in vielen Konstellationen den zusätzlichen Erlös gegenüber der unentgeltlichen Abgabe. Liegt die Einspeisung deutlich darüber, rechnet sich die Direktvermarktung in der Regel.

Der Verzicht auf die Marktprämie ist dabei kein wirtschaftlicher Fehler, sondern eine rationale Entscheidung, wenn Eigenverbrauchsoptimierung und Kostenvermeidung im Vordergrund stehen. Wer jedoch Fördermittel in vollem Umfang ausschöpfen will und über die entsprechenden Einspeisemengen verfügt, kommt um die geförderte Direktvermarktung nicht herum.

Operative Umsetzung: Checkliste und Zeitplan

Wer weiß, dass seine Anlage der Direktvermarktungspflicht unterliegt, steht vor einer klaren Aufgabe: Rechtliche Voraussetzungen prüfen, Technik installieren und einen Direktvermarkter beauftragen. Diese drei Schritte müssen in der richtigen Reihenfolge und mit ausreichend Vorlauf erfolgen, weil Fristen und technische Abhängigkeiten wenig Spielraum lassen.

Rechtliche Prüfung und Förderanspruch klären

Bevor ein Direktvermarktungsvertrag unterschrieben oder Technik bestellt wird, muss feststehen, welcher Förderanspruch tatsächlich besteht und ob die Direktvermarktungspflicht greift.

Die zentralen Fragen lauten:

• Installierte Leistung: Liegt die Anlage über 100 kWp pro Marktlokation? Wenn ja, besteht die Direktvermarktungspflicht. Mehrere Anlagen hinter verschiedenen Netzanschlusspunkten zählen jeweils einzeln.
• Inbetriebnahmedatum: Anlagen, die vor dem 1. Januar 2016 in Betrieb genommen wurden, können unter Bestandsschutz nach § 100 EEG 2023 fallen. In diesem Fall muss geprüft werden, welche EEG-Fassung für die Anlage maßgeblich ist.
• Anlagentyp und Sonderregelungen: Biogasanlagen, die kein Biomethan einsetzen, und bestimmte andere Anlagentypen unterliegen möglicherweise Übergangsregelungen nach § 100 EEG. Energy-Sharing-Anlagen wiederum müssen unabhängig von ihrer Leistung direkt vermarktet werden.
• Ausschreibungspflicht: Liegt die Anlage über 1.000 kWp (Dach) oder über 1 MW (Freifläche), ist zusätzlich ein Ausschreibungszuschlag erforderlich. Ohne Zuschlag besteht kein EEG-Förderanspruch.
• Registrierungspflichten: Die Anlage muss vollständig im Marktstammdatenregister (MaStR) der Bundesnetzagentur eingetragen sein. Seit 2025 ist außerdem eine Registrierung im ZEREZ-Register mit technischem Zertifikat erforderlich. Wer hier unvollständig meldet, verliert den Vergütungsanspruch vollständig.
• Anzulegender Wert: Für Anlagen unterhalb der Ausschreibungsgrenze legt das EEG den anzulegenden Wert gesetzlich fest, halbjährlich abgesenkt. Für Ausschreibungsanlagen ergibt er sich aus dem Zuschlagswert. Dieser Wert bestimmt die Höhe der Marktprämie und damit die Einnahmekalkulation.

Erst wenn diese Punkte geklärt sind, ergibt sich ein belastbares Bild davon, ob die geförderte Direktvermarktung nach EEG verpflichtend ist, ob die unentgeltliche Abnahme eine Alternative wäre oder ob die freiwillige Direktvermarktung wirtschaftlich sinnvoll ist.

Technische Ausstattung installieren und testen

Die geförderte Direktvermarktung setzt drei technische Voraussetzungen voraus, ohne die weder der Marktprämienanspruch besteht noch eine rechtswirksame Zuordnung zur Direktvermarktungsform möglich ist.

Intelligentes Messsystem (iMSys) und viertelstündliche Messung: § 21b Abs. 3 EEG 2023 schreibt vor, dass die gesamte Ist-Einspeisung der Anlage in viertelstündlicher Auflösung gemessen und bilanziert werden muss. Ohne diese Messung ist die Zuordnung zur Direktvermarktung rechtlich ausgeschlossen. Neue PV-Anlagen ab 7 kW sind seit dem Solarspitzengesetz 2025 verpflichtend mit einem iMSys auszustatten. Wichtig für die Planung: Die Bereitstellung des iMSys liegt beim grundzuständigen Messstellenbetreiber, nicht beim Anlagenbetreiber. Der Messstellenbetreiber muss rechtzeitig beauftragt werden, da Wartezeiten von mehreren Wochen üblich sind.

Steuerungseinrichtung und Fernsteuerbarkeit: § 9 EEG 2023 verpflichtet Betreiber dazu, ihre Anlage mit einer technischen Einrichtung auszustatten, über die der Netzbetreiber die Einspeiseleistung ferngesteuert reduzieren kann. Diese Steuerbox ist separat vom iMSys und muss ebenfalls installiert und in Betrieb genommen werden. Erst nach einem erfolgreichen Fernsteuerungstest gilt die Anforderung als erfüllt. Anlagen, die der Marktprämie oder der sonstigen Direktvermarktung zugeordnet sind, sind von der 60-Prozent-Einspeisebegrenzung nach dem Solarspitzengesetz befreit, müssen aber trotzdem die Fernsteuerbarkeit nachweisen. Das Solarspitzengesetz verpflichtet die Netzbetreiber dazu, bis zum 1. März 2026 einen einheitlichen Prozess für diesen Nachweis einzuführen. Bis dahin kann der konkrete Ablauf je nach Netzbetreiber unterschiedlich sein.

Marktlokations-ID und Bilanzkreisanbindung: Für die Direktvermarktung benötigt der Direktvermarkter die Marktlokations-ID der Anlage, die der Verteilnetzbetreiber bereitstellt. Seit dem Solarspitzengesetz muss der Netzbetreiber diese ID innerhalb von vier Wochen nach Antragstellung liefern. Der Direktvermarkter nimmt die Anlage anschließend in seinen EEG-Bilanzkreis auf und meldet die Zuordnung dem Netzbetreiber. Ohne diese Bilanzkreisanbindung und die laufende Übermittlung der Viertelstundenwerte ist die Marktprämienabrechnung nicht möglich.

Der gesamte technische Aufbau benötigt, realistisch geplant, vier bis acht Wochen vom Auftrag bis zur vollständigen Inbetriebnahme. Das iMSys, der Fernsteuerungstest und die Bilanzkreisanmeldung müssen alle abgeschlossen sein, bevor der erste Direktvermarktungsmonat beginnt.

Direktvermarkter auswählen und Verträge finalisieren

Die Auswahl des richtigen Direktvermarkters ist keine Formsache. Die Konditionen, Vertragsdetails und Serviceleistungen unterscheiden sich erheblich, und ein schlecht verhandelter Vertrag kann die Wirtschaftlichkeit einer Anlage über Jahre belasten.

Bei der Auswahl sind folgende Punkte entscheidend:

Vergütungsmodell: Direktvermarkter erheben entweder eine monatliche Pauschale pro Anlage oder einen prozentualen Abschlag auf die Erlöse, typischerweise zwischen 0,1 und 0,3 Cent pro Kilowattstunde. Für Anlagen mit geringen Einspeisemengen ist ein erlösabhängiges Provisionsmodell vorteilhafter, weil keine fixen Kosten anfallen, wenn wenig eingespeist wird. Für Anlagen mit hoher Jahreseinspeisung kann eine günstige Pauschale vorteilhafter sein.

Ausgleichsenergierisiko: Abweichungen zwischen der prognostizierten und der tatsächlichen Einspeisung erzeugen Ausgleichsenergiekosten. Diese Kosten trägt der Direktvermarkter, kalkuliert sie aber über seine Provision ein. Wer Wert auf Transparenz legt, sollte im Vertrag festhalten, wie Prognosen erstellt werden und ob der Direktvermarkter eigene Prognosesysteme betreibt oder externe Anbieter nutzt.

Fernsteuerungsinfrastruktur: Viele Direktvermarkter stellen die Steuerbox und die Kommunikationsanbindung selbst bereit oder koordinieren deren Einrichtung. Andere setzen voraus, dass die Anlage bereits vollständig ausgestattet ist. Der Vertrag muss klar regeln, wer für Installation, Betrieb und eventuelle Ausfälle der Steuerungstechnik zuständig ist und wer die Kosten trägt.

Meldepflichten und Fristen: Der Direktvermarkter übernimmt in der Regel die monatliche Zuordnungsmeldung gegenüber dem Netzbetreiber. Der Vertrag muss eindeutig regeln, wer für die fristgerechte Anmeldung verantwortlich ist. Die Frist lautet: Zuordnungsänderungen müssen vor Beginn des vorangegangenen Kalendermonats beim Netzbetreiber eingehen. Wer diese Frist verpasst, verliert den Marktprämienanspruch für den betroffenen Monat.

Wechsel- und Kündigungsregelungen: § 21b Abs. 4 EEG 2023 sichert das Recht, den Direktvermarkter jederzeit zu wechseln. Der Vertrag muss regeln, wie der Wechsel technisch und administrativ abläuft, damit kein Zeitraum entsteht, in dem die Anlage keinem Bilanzkreis zugeordnet ist und die Marktprämie entfällt.

Ausfallvergütung im Notfall: Fällt der Direktvermarkter aus, zum Beispiel durch Insolvenz, kann der Betreiber beim Netzbetreiber die Ausfallvergütung beantragen. Diese beträgt 80 Prozent des anzulegenden Wertes und ist auf maximal drei aufeinanderfolgende Monate begrenzt. Der Antrag muss bis zum fünftletzten Werktag des Vormonats beim Netzbetreiber eingehen. Ein guter Direktvermarkter informiert seine Kunden aktiv, wenn technische oder wirtschaftliche Probleme auftreten, die eine solche Situation herbeiführen könnten.

Ein vollständiger Zeitplan für die Umsetzung sieht in der Praxis so aus: