Direktvermarktung ab 100 kWp: Pflicht, Ablauf, Kosten

Ab 100 kW installierter Leistung ist die Direktvermarktung für neue PV-Anlagen Pflicht. Eine feste Einspeisevergütung gibt es dann nicht mehr. Stattdessen verkauft ein Direktvermarkter Ihren Überschussstrom, und Sie erhalten zusätzlich die Marktprämie. Dafür muss die Anlage fernsteuerbar sein (§ 9 EEG). Für Anlagen, die überwiegend Eigenverbrauch decken, ist die Direktvermarktung ein Pflichtbaustein, aber selten der Hauptertrag.

Wann die Direktvermarktung Pflicht ist

Die feste Einspeisevergütung erhalten nur Anlagen bis 100 kW. Wer darüber liegt, muss den eingespeisten Strom über einen Direktvermarkter verkaufen. Das betrifft die meisten Anlagen auf Hallendächern im Mittelstand: Eine Gewerbehalle mit einigen tausend Quadratmetern Dachfläche erreicht schnell mehrere hundert Kilowatt.

Für die Grenze zählt die installierte Leistung der Anlage. Wer knapp über 100 kWp plant, sollte deshalb früh prüfen, ob eine etwas kleinere Anlage mit fester Vergütung oder eine größere Anlage mit Direktvermarktung wirtschaftlicher ist. Die Antwort hängt vor allem davon ab, wie viel Strom im Betrieb bleibt.

Ein häufiges Missverständnis: Direktvermarktung bedeutet nicht, dass der gesamte Solarstrom verkauft wird. Bei Teileinspeisung verbraucht der Betrieb zuerst selbst, nur der Überschuss geht an den Direktvermarkter. Für den Eigenverbrauch fallen keine Vermarktungsgebühren an, und er ist bei Anlagen bis 2 MW im räumlichen Zusammenhang nach § 9 Abs. 1 Nr. 3 StromStG von der Stromsteuer befreit. Je höher der Eigenverbrauchsanteil, desto kleiner wird also die Rolle des Direktvermarkters in Ihrer Rechnung.

Marktprämie und anzulegender Wert

In der Direktvermarktung erhalten Sie zwei Zahlungen: den Verkaufserlös am Strommarkt über den Direktvermarkter und die Marktprämie vom Netzbetreiber. Die Marktprämie gleicht die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert und dem Marktwert des Solarstroms aus. Der anzulegende Wert wirkt damit wie eine Untergrenze für Ihren Erlös, vor den Kosten des Direktvermarkters.

Für Gebäudeanlagen mit Inbetriebnahme ab 1. August 2026 nennt die Bundesnetzagentur diese Werte:

Leistungsstufe	Teileinspeisung	Volleinspeisung
bis 10 kW	8,10 ct/kWh	12,62 ct/kWh
10 bis 40 kW	7,06 ct/kWh	10,64 ct/kWh
40 bis 100 kW	5,84 ct/kWh	10,64 ct/kWh
100 bis 400 kW	5,84 ct/kWh	8,85 ct/kWh
400 bis 1.000 kW	5,84 ct/kWh	7,63 ct/kWh

Die Werte gelten anteilig je Stufe. Eine Anlage mit 250 kWp in Teileinspeisung kommt so auf einen gewichteten anzulegenden Wert von rund 6,1 ct/kWh. Wichtig: In Stunden mit negativen Börsenpreisen gibt es für neue Anlagen keine Zahlung. Diese Stunden werden seit dem Solarspitzengesetz an das Ende des Förderzeitraums angehängt.

Fernsteuerbarkeit und Messung

Nach § 9 EEG müssen Anlagen ab 100 kW fernsteuerbar sein, und die aktuelle Einspeiseleistung muss abrufbar sein. Der Direktvermarkter oder der Netzbetreiber kann die Anlage damit drosseln, etwa bei negativen Preisen oder Netzengpässen. Für neue EEG-Anlagen ab 7 kW sind zudem ein intelligentes Messsystem (iMSys) und eine Steuerbox vorgesehen.

In der Praxis bedeutet das: Zwischen Wechselrichter, Energiemanagement und der Fernsteuertechnik des Direktvermarkters muss die Kommunikation stimmen. Wird die Anlage gedrosselt, sollte das EMS den Strom vorrangig in den Eigenverbrauch oder einen Speicher lenken, statt ihn einfach abzuregeln. Das klären Sie am besten schon in der Planung, nicht erst bei der Inbetriebnahme.

Zur Messung gehört auch die Registrierung. PV-Anlage und Batteriespeicher werden getrennt im Marktstammdatenregister eingetragen, jeweils innerhalb eines Monats nach Inbetriebnahme. Bei Verspätung drohen der Verlust von Zahlungsansprüchen und Bußgelder. Der Direktvermarkter benötigt die Registrierungsdaten außerdem, um die Anlage bei der Marktprämie anzumelden.

Was im Vertrag mit dem Direktvermarkter wichtig ist

Direktvermarkter bieten unterschiedliche Vertragsmodelle an. Vergleichen Sie Angebote nicht nur nach der Gebühr, sondern nach diesen Punkten:

• Vergütungsmodell: Wird der Marktwert durchgereicht, oder gibt es einen festen Preis? Wer trägt das Preisrisiko?
• Gebühr: Wird sie je kWh, je kWp oder pauschal berechnet?
• Fernsteuerung: Wer stellt die Steuerbox, wer trägt die Kosten, und wie werden Abregelungen dokumentiert?
• Negative Preise: Regelt der Direktvermarkter bei negativen Preisen ab, und wie wird das mit Ihrem Eigenverbrauch abgestimmt?
• Laufzeit und Kündigung: Kurze Laufzeiten lassen Raum, falls sich die Rechtslage ändert.
• Speicher: Ist ein Batteriespeicher im Vertrag vorgesehen, und darf er künftig auch am Markt eingesetzt werden?

Beim Speicher lohnt ein genauer Blick. Die Bundesnetzagentur bereitet mit der Festlegung MiSpeL Regeln für den Mischbetrieb vor, also für Speicher, die PV-Strom und Netzstrom laden, ohne den Anspruch auf EEG-Zahlungen zu verlieren. Ein Vertrag, der den Speicher heute ausschließt, kann diese Option später blockieren. Lassen Sie sich außerdem erklären, wie Abrechnung und Messung funktionieren, wenn Eigenverbrauch, Speicher und Einspeisung über einen Netzanschlusspunkt laufen. Das Messkonzept muss mit Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und Direktvermarkter abgestimmt sein.

Was der EEG-Entwurf 2027 ändern würde

Der Regierungsentwurf vom 29. Juli 2026 sieht für größere Anlagen den Übergang zu Ausschreibungen und Differenzverträgen (CfD) vor. Der Entwurf ist noch kein Gesetz; die erste Lesung im Bundestag fand am 24. September 2026 statt. Laut Entwurf behalten Anlagen mit Inbetriebnahme bis Ende 2026 die heutigen Regeln.

Für Ihre Planung bleibt die Konsequenz gleich: Je höher der Eigenverbrauch, desto weniger hängt die Wirtschaftlichkeit an der Vermarktung des Überschusses. Bei 17,2 ct/kWh durchschnittlichem Industriestrompreis ist die selbst verbrauchte Kilowattstunde fast dreimal so viel wert wie der anzulegende Wert in der Teileinspeisung.

Checkliste für Anlagen über 100 kWp

1. Eigenverbrauchsanteil aus dem Lastgang berechnen, bevor die Anlagengröße feststeht.
2. Angebote von mindestens zwei Direktvermarktern einholen.
3. Fernsteuerbarkeit und Messkonzept mit Netzbetreiber und Direktvermarkter abstimmen.
4. Anlage und Speicher innerhalb eines Monats nach Inbetriebnahme im Marktstammdatenregister eintragen.
5. Regelung für negative Preise und Speicherbetrieb schriftlich festhalten.

Fazit

Die Direktvermarktung ab 100 kWp ist eine Pflicht, die sich gut organisieren lässt. Entscheidend sind ein passender Vertrag, eine saubere Fernsteuerung und ein Energiemanagement, das Eigenverbrauch vor Einspeisung stellt. Dann bleibt der Überschussverkauf ein Zusatzertrag und die Anlage wirtschaftlich robust, egal wie die EEG-Novelle ausgeht.

Ihr nächster Schritt: Wir planen Ihre Gewerbe-PV inklusive Fernsteuerung, Messkonzept und Einbindung des Direktvermarkters. Mehr auf unserer Seite Photovoltaik für Unternehmen.

Quellen

• Bundesnetzagentur: EEG-Fördersätze
• § 9 EEG: Technische Vorgaben
• metergrid: Solarspitzengesetz erklärt
• ADAC: Einspeisevergütung 2026
• pv magazine, 24.09.2026: Erste Lesung EEG-Novelle
• turnsolar: Marktstammdatenregister
• BDEW Strompreisanalyse 08/2026
• Stromsteuer und PV-Eigenverbrauch 2026
• Bundesnetzagentur: MiSpeL