Photovoltaik-Direktvermarktung 2026: Marktprämie, Pflicht ab 100 kWp und PPA

Kurz gesagt: Bei der Direktvermarktung verkauft ein Dienstleister (Direktvermarkter) den Strom Deiner Photovoltaikanlage an der Strombörse, statt dass der Netzbetreiber eine feste Einspeisevergütung zahlt. Pflicht ist das für alle Anlagen über 100 kW installierter Leistung; die im Entwurf des Solarspitzengesetzes diskutierte Absenkung auf 25 kWp wurde nicht umgesetzt. In der geförderten Direktvermarktung gleicht die Marktprämie die Differenz zwischen Börsenerlös und anzulegendem Wert aus, sodass der Gesamterlös etwa auf Förderniveau liegt, für eine 250-kWp-Anlage mit Inbetriebnahme Februar bis Juli 2026 rechnerisch rund 6,1 ct/kWh. Direktvermarkter berechnen dafür typischerweise 0,1 bis 0,4 ct/kWh. Daneben wächst der Markt für PPAs (Power Purchase Agreements): langfristige Lieferverträge außerhalb des EEG, 2026 je nach Struktur mit etwa 7,5 bis 13 ct/kWh bewertet. Dieser Ratgeber erklärt Pflichtgrenzen, Marktprämien-Mechanik, Kosten, Anbieterwahl und den Wechselablauf.

Ob sich die zugehörige Anlage überhaupt rechnet, klärt vorab die Wirtschaftlichkeitsrechnung für Gewerbe-PV; die festen Vergütungssätze für kleinere Anlagen stehen im Ratgeber zur Einspeisevergütung.

Das Wichtigste in Kürze

• Pflichtgrenze: Direktvermarktung ist für Neuanlagen über 100 kW installierter Leistung verpflichtend (§ 21 EEG). Bis 100 kWp bleibt die feste Einspeisevergütung wählbar.
• Marktprämienmodell: Erlös = Börsenvermarktung (etwa in Höhe des Monatsmarktwerts Solar) + Marktprämie (anzulegender Wert minus Monatsmarktwert). In Summe etwa Förderniveau, mit Chance auf Mehrerlös in Hochpreismonaten.
• Monatsmarktwert Solar 2026: stark schwankend, von 11,02 ct/kWh im Januar bis 1,32 ct/kWh im April (Quelle: netztransparenz.de).
• Kosten: Vermarktungsentgelt 0,1 bis 0,4 ct/kWh plus einmalige Kosten für Fernsteuerbarkeit.
• Solarspitzengesetz: keine Förderung in Stunden mit negativen Börsenpreisen für Neuanlagen (§ 51 EEG), dafür Verlängerung der Förderdauer; die 100-kW-Schwelle blieb unverändert.
• PPA: für Anlagen ohne EEG-Anspruch, Großprojekte und ausgeförderte Altanlagen; Preisniveau 2026 grob 7,5 bis 13 ct/kWh je nach Vertragstyp.

Was Direktvermarktung bedeutet und welche Formen es gibt

Das EEG kennt für Solarstrom drei Veräußerungsformen. Sie unterscheiden sich darin, wer den Strom verkauft und woraus sich der Erlös zusammensetzt:

1. Feste Einspeisevergütung

Der Netzbetreiber nimmt den Strom ab und zahlt einen festen Satz pro Kilowattstunde, 20 Jahre lang. Das ist der Standard für private und kleinere gewerbliche Anlagen bis 100 kWp und wird im Ratgeber zur Einspeisevergütung im Detail erklärt.

2. Geförderte Direktvermarktung (Marktprämienmodell)

Ein Direktvermarkter übernimmt den Strom und verkauft ihn an der Strombörse (EPEX Spot). Zusätzlich zahlt der Netzbetreiber die Marktprämie. Diese Form ist ab mehr als 100 kW Pflicht und für kleinere Anlagen freiwillig möglich. Der anzulegende Wert liegt dabei 0,4 ct/kWh über der jeweiligen festen Einspeisevergütung, als Ausgleich für den Vermarktungsaufwand.

3. Sonstige Direktvermarktung (ohne Förderung)

Der Strom wird komplett außerhalb des EEG verkauft, klassischerweise über ein PPA. Es gibt keine Marktprämie, dafür volle Vertragsfreiheit bei Preis und Laufzeit. Relevant für Großanlagen, die in Ausschreibungen keinen Zuschlag brauchen oder wollen, und für Altanlagen nach dem Förderende (mehr dazu im Ratgeber PV-Altanlage).

Daneben existiert als Auffanglösung die unentgeltliche Abnahme: Der Netzbetreiber nimmt den Strom ab, zahlt aber nichts. Sie ist für Betreiber gedacht, die (noch) keinen Direktvermarkter haben, etwa in der Übergangsphase nach Inbetriebnahme, und sollte nie Dauerzustand sein.

Ab wann die Direktvermarktung Pflicht ist

Die Pflicht zur Direktvermarktung hängt allein an der installierten Leistung der Anlage:

Ein kurzer Blick auf die Historie hilft, die Schwelle einzuordnen: Mit dem EEG 2014 wurde die Direktvermarktung zunächst für Neuanlagen über 500 kW verpflichtend, seit dem EEG 2016 gilt die 100-kW-Grenze. Sie hat damit zehn Jahre Praxis hinter sich, Prozesse, Verträge und Technik sind entsprechend eingespielt. Für Freiflächenanlagen und sehr große Dachanlagen über 1 MWp kommt die Ausschreibungspflicht hinzu: Hier wird der anzulegende Wert nicht per Gesetz festgelegt, sondern im Gebotsverfahren der Bundesnetzagentur ermittelt.

Wichtig für die Planung: Maßgeblich ist die installierte Modulleistung, nicht die Wechselrichterleistung und nicht die tatsächlich eingespeiste Menge. Auch eine Anlage mit hohem Eigenverbrauch oder Nulleinspeisung fällt formal unter die Pflicht, sobald sie über 100 kWp liegt und einspeisen will; wer gar nicht einspeist, braucht keinen Direktvermarkter, verschenkt aber Erlöspotenzial.

Zur Einordnung der Gerüchte um sinkende Schwellen: Der Referentenentwurf des Solarspitzengesetzes von Oktober 2024 sah eine Absenkung der Pflichtgrenze auf 25 kWp vor. In der beschlossenen Fassung (Bundesgesetzblatt 2025 I Nr. 51, Februar 2025) wurde diese Absenkung gestrichen, die 100-kW-Schwelle gilt unverändert. Eine künftige EEG-Reform kann das ändern; Stand Juli 2026 gibt es dafür aber keinen beschlossenen Gesetzestext, den aktuellen Stand veröffentlicht die Bundesnetzagentur.

Wer knapp über der Schwelle plant, sollte die Gesamtkalkulation kennen: Bei einer 110-kWp-Anlage kostet die Direktvermarktung wenige Hundert Euro im Jahr, verhindert aber nicht die Wirtschaftlichkeit, wie das 100-kWp-Rechenbeispiel zeigt. Bewusstes Abriegeln auf 99,9 kWp ist deshalb selten nötig.

So funktioniert die Marktprämie

Das Marktprämienmodell kombiniert zwei Zahlungsströme:

• Börsenerlös: Der Direktvermarkter verkauft den Strom am Spotmarkt. Über den Monat gemittelt entspricht der Erlös eines typischen Solarprofils etwa dem Monatsmarktwert Solar, den die Übertragungsnetzbetreiber monatlich auf netztransparenz.de veröffentlichen.
• Marktprämie: Der Netzbetreiber zahlt die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert der Anlage (dem Fördersatz) und dem Monatsmarktwert Solar. Formel: Marktprämie = anzulegender Wert − Monatsmarktwert. Fällt der Marktwert, steigt die Prämie automatisch, und umgekehrt.

Liegt der Monatsmarktwert über dem anzulegenden Wert, ist die Marktprämie null und der Betreiber behält den vollen Börsenerlös. Genau das ist im Januar 2026 passiert:

Die Schwankung ist enorm: Im dunklen, teuren Januar brachte Solarstrom an der Börse 11,02 ct/kWh, im sonnigen April nur noch 1,32 ct/kWh. Für Betreiber in der geförderten Direktvermarktung ist das kein Drama, denn die Marktprämie füllt die Lücke zum anzulegenden Wert auf. Ein Beispiel mit einem anzulegenden Wert von 6,14 ct/kWh (250-kWp-Dachanlage, Inbetriebnahme Februar bis Juli 2026):

Der anzulegende Wert selbst wird wie die Festvergütung anteilig nach Leistungsstufen berechnet und liegt je Stufe 0,4 ct/kWh darüber (Stand Februar bis Juli 2026: 8,18 / 7,13 / 5,90 ct/kWh für die Anteile bis 10 / 40 / 100 kWp, darüber 5,90 ct/kWh bis 1 MWp bei Überschusseinspeisung; Quelle: Bundesnetzagentur). Für eine 250-kWp-Anlage ergibt sich so der Mischwert von rund 6,14 ct/kWh. Zum 1. August 2026 sinken die Werte durch die EEG-Degression um 1 Prozent.

Erlöse und Kosten: Rechenbeispiel 250-kWp-Dachanlage

Wie viel am Ende hängen bleibt, zeigt ein durchgerechnetes Jahr für eine 250-kWp-Anlage auf einer Produktionshalle:

Dazu kommt die Ersparnis durch den Eigenverbrauch (95.000 kWh × 18 ct/kWh = 17.100 €), die auch hier den größten Teil des Gesamtnutzens ausmacht. Die Kostenseite der Direktvermarktung im Detail:

• Vermarktungsentgelt: 0,1 bis 0,4 ct/kWh, verhandelbar; große Anlagen und einfache Profile zahlen weniger. Manche Anbieter arbeiten mit monatlichen Grundgebühren statt Arbeitspreisen.
• Fernsteuerbarkeit: Der Direktvermarkter muss die Anlage abregeln können. Die nötige Technik (Steuerbox beziehungsweise Anbindung an die Leitstelle) kostet einmalig meist einen niedrigen vierstelligen Betrag plus geringe laufende Kosten.
• Messung: Ab 100 kW ist eine registrierende Leistungsmessung (RLM) beziehungsweise ein intelligentes Messsystem Standard, die Kosten trägt ohnehin jede Anlage dieser Größe.

Monat für Monat: So bildet sich der Erlös 2026 konkret

Wie die Mechanik übers Jahr wirkt, zeigen die ersten vier Monate 2026 für dieselbe 250-kWp-Anlage. Angenommen ist eine typische saisonale Verteilung der vermarkteten Einspeisung (Jahressumme 142.500 kWh):

Zwei Dinge fallen auf. Erstens lagen im Januar und Februar 2026 die Marktwerte über dem anzulegenden Wert von 6,14 ct/kWh, in beiden Monaten behielt der Betreiber den vollen Börsenerlös und verdiente mehr als in der Festvergütung. Zweitens stabilisiert die Marktprämie ab März zuverlässig auf Fördersatzniveau, obwohl der Marktwert im April auf 1,32 ct/kWh abstürzte. Über das Gesamtjahr gerechnet liegt der Direktvermarktungserlös damit strukturell mindestens auf dem Niveau des anzulegenden Werts, plus die Upside der Wintermonate. Vor Abzug des Vermarktungsentgelts ist das der eigentliche Renditevorteil gegenüber der Festvergütung. (Werte gerundet; Quelle Marktwerte: netztransparenz.de.)

Festvergütung vs. Direktvermarktung: Was ist besser?

Für Anlagen bis 100 kWp stellt sich die Frage nach der freiwilligen Direktvermarktung. Der Vergleich:

Faustregel: Der Zusatzerlös von 0,4 ct/kWh trägt bei 30.000 kWh Jahreseinspeisung nur 120 Euro. Davon gehen Vermarktungsentgelt und Technikkosten ab, es bleibt wenig übrig. Ab etwa 50.000 bis 100.000 kWh Einspeisung pro Jahr dreht die Rechnung ins Positive, zusätzlich winken die Hochpreismonate als Upside. Bei sehr hohem Eigenverbrauch (kleine Einspeisemengen) bleibt die Festvergütung die pragmatische Wahl.

Warum der Marktwert Solar sinkt: Der Kannibalisierungseffekt

Der Blick auf die Monatsmarktwerte 2026 zeigt ein Muster, das Betreiber verstehen sollten, weil es die Erlöslandschaft der nächsten Jahre prägt: Je mehr Photovoltaik einspeist, desto stärker drückt sie in den Sonnenstunden die Börsenpreise, also genau dann, wenn Solaranlagen liefern. Fachleute nennen das den Kannibalisierungseffekt: Solarstrom entwertet an sonnigen Mittagen seinen eigenen Marktpreis. Deshalb liegt der Marktwert Solar im Frühjahr und Sommer regelmäßig deutlich unter dem Durchschnittspreis aller Stunden (Base), während er in den einstrahlungsarmen Wintermonaten darüber liegen kann, wie im Januar 2026 mit 11,02 ct/kWh.

Für die drei Betreibergruppen heißt das Unterschiedliches:

• Geförderte Direktvermarktung: Der sinkende Sommermarktwert wird von der Marktprämie aufgefangen, das Erlösrisiko trägt weitgehend das EEG-Konto. Betreiber spüren den Effekt vor allem indirekt über § 51 (Negativpreisstunden, dazu gleich mehr).
• Sonstige Direktvermarktung und PPA: Hier schlägt der Effekt voll durch. Wer heute einen PPA über 10 Jahre verhandelt, preist die erwartete weitere Marktwertabsenkung mit ein, ein Grund, warum Off-site-PPA-Preise unter den Terminmarkt-Basepreisen liegen.
• Anlagen mit Speicher oder flexibler Last: Sie profitieren, weil sie Erzeugung aus den billigen Mittagsstunden in teure Morgen- und Abendstunden verschieben können. Der Spread zwischen billigster und teuerster Stunde wächst mit dem Kannibalisierungseffekt.

Die Bundesnetzagentur und die Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen die Markt- und Preisdaten laufend; wer größere Investitionen plant, sollte die Marktwertentwicklung der letzten 24 Monate in jede Erlösprognose einbeziehen und sich nicht auf einen einzelnen guten oder schlechten Monat stützen.

Negative Preise und § 51 EEG: Das Solarspitzengesetz in der Praxis

Sonnige Feiertage mit wenig Verbrauch drücken die Börsenpreise inzwischen regelmäßig unter null. Der Gesetzgeber hat darauf mit dem Solarspitzengesetz (in Kraft seit Februar 2025) reagiert:

• Keine Förderung bei negativen Preisen: Für Neuanlagen entfallen Marktprämie beziehungsweise Vergütung in allen Stunden mit negativen Spotpreisen (§ 51 EEG). Vor der Reform galt das erst ab längeren Negativpreisphasen.
• Ausgleich über die Förderdauer: Die entgangenen Stunden werden gesammelt und an das Ende des 20-Jahres-Zeitraums angehängt. Verloren ist die Förderung also nicht, sie verschiebt sich.
• Abregelung durch den Direktvermarkter: In Negativpreisstunden lohnt Einspeisen nicht, der Vermarkter regelt die Anlage ab. Gut gesteuerte Anlagen nutzen diese Stunden für Eigenverbrauch oder Speicherladung.

Wirtschaftlich kostet der Effekt einspeiselastige Anlagen derzeit einige Prozent des Jahresertrags, Tendenz mit dem PV-Ausbau steigend. Die beste Gegenstrategie ist, Verbrauch und Speicherung in die Mittagsstunden zu legen; ein passender Batteriespeicher und Lastmanagement machen aus der Abregelstunde eine Eigenverbrauchsstunde. Wie Netzbetreiber zusätzlich per Redispatch eingreifen dürfen, erklärt der Ratgeber zum Einspeisemanagement.

Speicher und flexible Fahrweise in der Direktvermarktung

Mit wachsenden Preisspreads wird die Kombination aus PV-Anlage und Batteriespeicher auch vermarktungsseitig interessant. Drei Erlösquellen kommen zusammen:

1. Arbitrage am Spotmarkt

Der Speicher lädt in den billigen (oder negativen) Mittagsstunden und entlädt in die teuren Abendstunden. Gute Direktvermarkter bieten dafür eine aktive Speichervermarktung an, die den Fahrplan täglich anhand der Day-Ahead-Preise optimiert. Bei Gewerbespeichern ab etwa 100 kWh Kapazität werden daraus relevante Zusatzerlöse; die Anbieter beteiligen den Betreiber typischerweise prozentual am Mehrerlös.

2. Vermeidung von Negativpreisstunden

Statt die Anlage in Negativpreisstunden abzuregeln (und förderfrei auszugehen), lädt der Speicher den Strom ein und verkauft ihn später. Aus einer Nullstunde wird so ein bezahlter Zeitversatz. Das mildert den größten praktischen Nachteil des Solarspitzengesetzes für einspeiselastige Anlagen.

3. Lastspitzenkappung im Betrieb

Für Gewerbebetriebe mit Leistungspreis bleibt Peak Shaving oft der größte Einzelhebel des Speichers und lässt sich mit der Vermarktung kombinieren, sofern der Vermarkter die Priorisierung (erst Betrieb, dann Markt) technisch sauber abbildet. Welche Speichersysteme sich dafür eignen, zeigt der Stromspeicher-Vergleich; die betriebswirtschaftliche Gesamtrechnung steht im Ratgeber zur Wirtschaftlichkeit von Gewerbe-PV.

PPA: Stromverkauf ohne EEG

Ein Power Purchase Agreement ist ein bilateraler Stromliefervertrag zwischen Anlagenbetreiber und Abnehmer, typischerweise über 5 bis 15 Jahre. PPAs kommen ohne EEG-Förderung aus und sind in drei Konstellationen der Standard:

On-site-PPA

Die Anlage steht auf dem Dach oder Grundstück des Abnehmers, der Strom fließt ohne Netznutzung direkt ins Firmennetz. Ein Investor baut und betreibt die Anlage, das Unternehmen kauft den Strom. 2026 werden für On-site-Lieferungen typischerweise 11 bis 13 ct/kWh vereinbart, deutlich unter Netzstrompreisen, weil Netzentgelte und Umlagen entfallen. Das ist der übliche Weg, wenn ein Betrieb keine eigene Investition stemmen will; verwandt damit ist die Dachverpachtung an einen Betreiber.

Off-site-PPA

Anlage und Abnehmer sind räumlich getrennt, der Strom wird bilanziell über das Netz geliefert. Marktüblich sind 2026 je nach Laufzeit und Profil 7,5 bis 11 ct/kWh. Off-site-PPAs schließen vor allem große Freiflächenanlagen mit Industrieabnehmern oder Stromhändlern.

PPA für ausgeförderte Anlagen

Nach 20 Jahren endet der EEG-Anspruch. Ü20-Anlagen können über einen PPA oder die sonstige Direktvermarktung weiter Erlöse erzielen, meist nahe am Marktwert Solar. Details zum Weiterbetrieb im Ratgeber Photovoltaik-Altanlage.

So läuft eine PPA-Verhandlung ab

Anders als der standardisierte Direktvermarktungsvertrag ist jeder PPA ein Individualvertrag. Die Verhandlung dreht sich um fünf Kernpunkte: die Preisstruktur (Festpreis, Festpreis mit Indexierung oder Marktpreis mit Ober- und Untergrenze), das Mengen- und Profilrisiko (Pay-as-produced, bei dem der Abnehmer das Erzeugungsprofil akzeptiert, oder Baseload-Strukturen mit Ausgleichspflichten), die Laufzeit (üblich 5 bis 15 Jahre; je länger, desto niedriger der Preis, aber desto besser die Finanzierbarkeit), die Herkunftsnachweise (werden mitverkauft oder separat vermarktet) und die Bonitätssicherung beider Seiten über Bankgarantien oder Vertragsstrafen. Banken finanzieren Anlagen ohne EEG-Anspruch fast nur gegen einen langfristigen PPA mit bonitätsstarkem Abnehmer, weshalb der Vertrag vor der Investitionsentscheidung stehen sollte, nicht danach.

Direktvermarkter vergleichen: Darauf kommt es an

Den Markt teilen sich drei Anbietertypen: spezialisierte Direktvermarkter mit großen Portfolios, Stadtwerke und Regionalversorger sowie Ökostromhändler, die Grünstromeigenschaften mitvermarkten. Für die Auswahl zählen sieben Kriterien:

Für die Anbietersuche gibt es drei praktikable Wege: Erstens über den eigenen Installationsbetrieb oder Projektierer, der bei Gewerbeanlagen fast immer Rahmenverträge mit ein bis zwei Direktvermarktern mitbringt (bequem, aber nicht zwingend der beste Preis). Zweitens über den regionalen Energieversorger oder die Stadtwerke, die zunehmend eigene Direktvermarktungsprodukte anbieten und mit lokaler Betreuung punkten. Drittens direkt bei den überregionalen Spezialisten, die die größten Portfolios bündeln und bei reinen Vermarktungskosten meist am schärfsten kalkulieren. Ein kurzer Blick ins Impressum und auf die vermarktete Portfoliogröße (seriöse Anbieter nennen sie offen) sortiert die Kandidaten schnell.

Hole mindestens zwei bis drei Angebote ein und vergleiche auf Basis derselben Einspeiseprognose. Seriöse Anbieter legen offen, wie sie das Solarprofil vermarkten und wie nah ihre Erlöse historisch am Monatsmarktwert lagen. Ein Entgeltunterschied von 0,1 ct/kWh macht bei 142.500 kWh Einspeisung rund 143 Euro pro Jahr aus; wichtiger als der letzte Cent ist die Qualität von Abrechnung und Technikprozess.

Bestandsanlagen, Ü20-Anlagen und typische Vertragsfallen

Bestandsanlagen zwischen 100 und 750 kWp

Viele gewerbliche Bestandsanlagen aus den Jahren 2012 bis 2016 laufen längst in der Direktvermarktung, oft aber in Verträgen, die seit Jahren nicht angefasst wurden. Ein Marktcheck lohnt sich: Die Vermarktungsentgelte sind mit der Professionalisierung des Markts deutlich gefallen. Wer noch 0,5 ct/kWh oder mehr zahlt, kann beim Wechsel je nach Anlagengröße mehrere Hundert Euro pro Jahr sparen, der Wechsel des Direktvermarkters ist zum Monatswechsel mit der Frist aus § 21c EEG problemlos möglich und ändert nichts am Förderanspruch.

Ü20-Anlagen: Nach dem Förderende

Läuft die 20-jährige Förderung aus, stehen drei Wege offen: die Anschlussvergütung für Kleinanlagen (Marktwert minus Vermarktungskostenpauschale, als einfache Übergangslösung), die sonstige Direktvermarktung mit einem frei verhandelten Abnahmevertrag oder die Umrüstung auf maximalen Eigenverbrauch, häufig kombiniert mit einem nachgerüsteten Speicher. Für größere Ü20-Anlagen ist die sonstige Direktvermarktung fast immer die erlösstärkste Option; Details und Zahlen im Ratgeber Photovoltaik-Altanlage.

Diese Vertragsfallen solltest Du kennen

• Automatische Verlängerung mit langer Frist: Verlängerungsklauseln über 12 Monate mit 3 Monaten Kündigungsfrist sind üblich; alles darüber schränkt Deine Wechselfähigkeit unnötig ein.
• Pauschale statt anlagenscharfer Abrechnung: Seriös ist eine Gutschrift, die Einspeisemenge, erzielten Marktwert und Marktprämie getrennt ausweist. Sammelabrechnungen ohne Nachvollziehbarkeit sind ein Warnsignal.
• Versteckte Technikkosten: Manche Anbieter subventionieren das Entgelt und holen es über Miete und Wartung der Steuerbox zurück. Immer die Gesamtkosten über die Vertragslaufzeit vergleichen.
• Prognoserisiko-Abwälzung: Klauseln, die Bilanzkreisabweichungen pauschal dem Anlagenbetreiber anlasten, gehören nicht in einen Standardvertrag für geförderte Anlagen.
• Exklusivität über die Vermarktung hinaus: Vorsicht, wenn der Vertrag auch Herkunftsnachweise, Flexibilität oder künftige Speichererlöse automatisch mit abtritt, diese Rechte haben eigenen Wert.

Wechsel in die Direktvermarktung: So läuft es ab

Bei Neuanlagen über 100 kWp gehört der Direktvermarktervertrag in die Projektplanung: Ohne ihn darf die Anlage nur über die unentgeltliche Abnahme einspeisen, also ohne jeden Erlös. Die Beauftragung sollte deshalb spätestens parallel zur Netzanschlusszusage laufen.

Messkonzept und Abrechnung in der Praxis

Abgerechnet wird in der Direktvermarktung anlagenscharf über die Viertelstundenwerte der Einspeisung. Anlagen über 100 kW messen ohnehin per registrierender Leistungsmessung oder intelligentem Messsystem; der Direktvermarkter erhält die Werte direkt vom Messstellenbetreiber. Bei Anlagen mit Eigenverbrauch braucht es ein sauberes Messkonzept, das Erzeugung, Eigenverbrauch und Netzeinspeisung trennt, spätestens hier lohnt die Abstimmung zwischen Elektrofachbetrieb, Netzbetreiber und Vermarkter vor der Inbetriebnahme. Die monatliche Gutschrift des Vermarkters umfasst den Börsenerlösanteil; die Marktprämie zahlt der Netzbetreiber separat, in der Regel als monatlichen Abschlag mit Jahresendabrechnung. Umsatzsteuerlich sind sowohl Vermarktungserlös als auch Marktprämie im gewerblichen Kontext relevant und gehören in die laufende Buchhaltung; die Details klärt der Steuerberater, einen Überblick gibt der Ratgeber zur PV-Steuer im Gewerbe.

Häufige Fragen zur Photovoltaik-Direktvermarktung

Fazit

Die Direktvermarktung ist 2026 kein Hindernis mehr, sondern Routine: Ab 100 kWp Pflicht, technisch standardisiert und mit 0,1 bis 0,4 ct/kWh überschaubar bepreist. Das Marktprämienmodell sichert den Erlös auf Förderniveau ab und lässt in Hochpreismonaten wie dem Januar 2026 sogar Mehrerlöse zu. Wer eine Anlage über der Schwelle plant, sollte den Direktvermarktervertrag früh in die Projektplanung nehmen und die Angebote anhand von Entgelt, Technikprozess und Abrechnungsqualität vergleichen. Für Anlagen ohne EEG-Anspruch und ausgeförderte Altanlagen sind PPAs die wichtigste Alternative, mit Preisen, die aktuell zwischen 7,5 und 13 ct/kWh liegen. Und unabhängig von der Vermarktungsform bleibt der größte Werthebel der Eigenverbrauch im eigenen Betrieb.

Hinweis: Dieser Beitrag ersetzt keine rechtliche oder steuerliche Beratung. Vergütungswerte: Stand Februar bis Juli 2026, Quellen Bundesnetzagentur und netztransparenz.de.