SolarrechnerDirektvermarktung · 8 Min. · Stand: Juli 2026
Direktvermarktung ab 100 kWp: Pflichten, Kosten und Erlöslogik für Projektierer
Ab 100 kWp ist die geförderte Direktvermarktung der Regelfall: Rollen, Fernsteuerbarkeit, Vermarktungskosten und wie die Erlösformel in die Vorprüfung gehört.
- Über 100 kW installierter Leistung ist die Direktvermarktung der gesetzliche Regelfall.
- Der Erlös setzt sich aus Markterlös des Direktvermarkters und Marktprämie des Netzbetreibers zusammen.
- Direktvermarktungskosten liegen typischerweise im Zehntel-Cent-Bereich je Kilowattstunde (Stand 2026).
- Eigenverbrauch bleibt auch bei Direktvermarktung möglich – und wirtschaftlich zentral.
Rechtsrahmen: Regelfall über 100 kW
Für Neuanlagen über 100 kW installierter Leistung sieht das EEG die geförderte Direktvermarktung als Regelfall vor: Der Strom wird nicht zum festen Satz an den Netzbetreiber abgegeben, sondern über einen Direktvermarkter an der Börse verkauft – ergänzt um die Marktprämie nach § 20 EEG.
Für die Projektplanung ist die Schwelle damit mehr als eine Formalie: Sie bringt einen zusätzlichen Vertragspartner, technische Anforderungen und eine andere Erlösstruktur mit sich. Wer knapp über 100 kWp plant, sollte diese Punkte von Anfang an einpreisen – nicht als Grund, künstlich bei 99 kWp zu bleiben, sondern als kalkulierbare Position.
| Anlagengröße | Vermarktungsweg | Besonderheiten |
|---|---|---|
| bis 100 kWp | Wahlrecht: feste Vergütung oder Direktvermarktung | fester Satz ohne Vermarktungsaufwand möglich |
| 100 – 1.000 kWp | geförderte Direktvermarktung (Regelfall) | Marktprämie, Fernsteuerbarkeit, Vermarktungsvertrag |
| über 1.000 kWp | Ausschreibung (BNetzA) | Fördersatz aus Gebot, eigenes Verfahren |
Rollen und Vertragspraxis
Der Direktvermarkter übernimmt Prognose, Bilanzkreisführung und Börsenvermarktung. Dafür verlangt das EEG die Fernsteuerbarkeit der Anlage: Der Vermarkter muss Einspeisung abrufen und reduzieren können – technisch gelöst über Steuerbox oder vergleichbare Schnittstellen, abgerechnet über registrierende Leistungsmessung.
Der Vermarktungsvertrag regelt Entgelt, Laufzeit, Prognoseverantwortung und den Umgang mit Abweichungen. Für die Vorprüfung reicht die Kenntnis der Struktur; für den Vertragsabschluss lohnt der Vergleich mehrerer Anbieter – der Markt ist wettbewerblich.
Die Erlösformel im Überblick
Der Betreiber erhält zwei Zahlungen: den Markterlös vom Direktvermarkter und die gleitende Marktprämie vom Netzbetreiber. Die Prämie gleicht die Differenz zwischen anzulegendem Wert und monatlichem Solarmarktwert aus – in Summe landet der Erlös damit näherungsweise beim anzulegenden Wert.
Die Mechanik im Detail – Solarmarktwert, Referenzmarktwert, Monatslogik – erklärt der Beitrag zu Marktprämie und Solarmarktwert. Für die Vorprüfung genügt die Näherung; wichtig ist, sie um Vermarktungskosten und Negativpreis-Szenarien zu ergänzen.
Direktvermarktungskosten realistisch ansetzen
Das Entgelt des Direktvermarkters liegt für PV-Anlagen der 100-kWp-bis-1-MW-Klasse typischerweise im Zehntel-Cent-Bereich je Kilowattstunde (Stand 2026) – größenabhängig und verhandelbar. Dazu können Einmalkosten für Anbindung und Steuerungstechnik kommen.
In der Rechnung gehören diese Kosten als laufende Position auf die vermarktete Strommenge – nicht auf den Eigenverbrauch. Der Rechner führt sie als eigene Stellschraube, sodass sich Angebotsunterschiede direkt im Kapitalwert zeigen.
Sonstige Direktvermarktung und PPA – kurz eingeordnet
Neben der geförderten Direktvermarktung existiert die sonstige Direktvermarktung ohne Marktprämie – relevant etwa für ausgeförderte Anlagen oder bewusst förderfreie Konzepte, häufig in Form längerfristiger Stromliefervereinbarungen (PPA).
Für Dachanlagen zwischen 100 und 1.000 kWp ist das im Regelfall die Ausnahme: Die geförderte Variante bietet den Absicherungsmechanismus der Prämie. PPA-Konzepte gehören in die Vorprüfung nur, wenn der Kunde sie aktiv anstrebt – dann mit eigener Preisannahme und klarem Risikohinweis.
Was die Vorprüfung leisten kann – und was nicht
Die Vorprüfung rechnet die Direktvermarktung mit dem gesetzlichen Referenzrahmen: anzulegender Wert nach BNetzA, marktübliche Vermarktungskosten, wählbare Negativpreis-Szenarien. Damit lassen sich Varianten belastbar vergleichen und die Größenentscheidung fundieren.
Was sie nicht ersetzt: das konkrete Vermarktungsangebot, die Netzanschlusszusage und die vertragliche Ausgestaltung. Diese Punkte gehören in die Umsetzungsphase – mit den Zahlen der Vorprüfung als Verhandlungsgrundlage.
Direktvermarktung automatisch mitrechnen
Der Rechner setzt ab 100 kWp automatisch die Marktprämien-Logik mit dem BNetzA-Referenzwert an – Direktvermarktungskosten als eigene Stellschraube inklusive. Vergleichen Sie eigenverbrauchsoptimierte und einspeiseorientierte Varianten direkt nebeneinander.
Rechner öffnenHäufige Fragen
Muss jede Anlage über 100 kWp direkt vermarktet werden?
Für Neuanlagen über 100 kW ist die geförderte Direktvermarktung der gesetzliche Regelfall. Maßgeblich sind Inbetriebnahmedatum und Anlagenkonstellation – der konkrete Rechtsrahmen zum geplanten Termin gehört in die Projektprüfung.
Was kostet Direktvermarktung?
Typisch sind Entgelte im Zehntel-Cent-Bereich je vermarkteter Kilowattstunde (Stand 2026), plus gegebenenfalls Einmalkosten für Anbindung und Steuerbox. Die Konditionen sind verhandelbar; ein Anbietervergleich lohnt sich.
Warum muss die Anlage fernsteuerbar sein?
Der Direktvermarkter muss die Einspeisung am Markt führen und bei Bedarf reduzieren können – etwa bei negativen Preisen oder Netzengpässen. Das EEG macht die Fernsteuerbarkeit deshalb zur Voraussetzung der Marktprämie.
Kann ich Direktvermarktung und Eigenverbrauch kombinieren?
Ja – vermarktet wird nur der Überschuss nach Eigenverbrauch. Genau diese Kombination ist für Gewerbeanlagen der Normalfall: Der Eigenverbrauch liefert den stabilen Wertbeitrag, die Direktvermarktung verwertet den Rest.
Quellen und Stand
Zuletzt aktualisiert: Juli 2026. Die Angaben dienen der belastbaren Vorprüfung und sind keine Rechts-, Steuer- oder Anlageberatung.