Verkauf von PV-Strom über einen spezialisierten Direktvermarkter an die Strombörse, Pflicht ab 100 kWp Anlagengröße.
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Direktvermarktung bezeichnet den Verkauf von PV-Strom über einen spezialisierten Direktvermarkter an die Strombörse, anstelle der festen EEG-Einspeisevergütung. Sie ist für PV-Anlagen ab 100 kWp gesetzliche Pflicht und kombiniert in der Regel den variablen Strombörsen-Erlös mit der Marktprämie aus dem EEG, abzüglich einer Vermarkter-Provision.
Ein Logistik-Geschäftsführer in der Region Hannover plant eine 800-kWp-Aufdach-Anlage. Die Wirtschaftlichkeitsberechnung steht, die Statik passt, der Netzanschluss ist geklärt. Ab dieser Anlagengröße ist die Direktvermarktung Pflicht, nicht Option, und die Frage verschiebt sich von "ob" zu "wie": Welcher Direktvermarkter passt, welche Provision ist marktüblich, und wie wirkt sich die Strompreis-Volatilität auf die Erlöskurve aus?
Wir bei SONEYA verstehen Direktvermarktung als den Standard-Erlöskanal für jede Gewerbe-PV-Anlage ab 100 kWp. Statt einer festen Einspeisevergütung wird der Strom über einen spezialisierten Direktvermarkter an der Strombörse verkauft. Aus dem festen Vergütungssatz wird eine variable Erlöskurve, die sich aus Strombörsen-Preis plus EEG-Marktprämie abzüglich Vermarkter-Provision zusammensetzt.
Für PV-Anlagen mit über 100 kWp installierter Leistung ist die Direktvermarktung im EEG gesetzlich verpflichtend; eine feste Einspeisevergütung gibt es in dieser Größenklasse nicht mehr. Unterhalb der 100-kWp-Schwelle ist sie optional. Ob sich die freiwillige Direktvermarktung lohnt, hängt vom erwarteten Strompreis-Szenario ab: in einem Markt mit steigenden Großhandelspreisen kann die variable Erlöskurve attraktiver sein als die feste EEG-Vergütung, in einem stagnierenden Markt oft nicht.
Die Erlöskurve setzt sich aus drei Komponenten zusammen: dem Strombörsen-Preis (variabel, oft viertelstündlich), der EEG-Marktprämie (eine gesetzlich definierte Differenzbetrags-Logik, die den Strombörsen-Preis auf das Niveau der ursprünglichen Einspeisevergütung anhebt) und der Provision des Direktvermarkters, typisch zwischen 0,3 und 0,5 Cent pro kWh.
Die Marktprämie schützt den Erlös vor extremen Marktpreis-Einbrüchen, kappt aber nicht die Oberseite: bei steigenden Marktpreisen profitiert der Anlagenbetreiber direkt. Diese Asymmetrie ist der wirtschaftliche Reiz der Direktvermarktung, und sie wandert in jede Wirtschaftlichkeitsberechnung als Sensitivitäts-Annahme.
Die Wahl des Direktvermarkters ist eine wirtschaftlich relevante Entscheidung. Vergleichskriterien sind die Provision pro kWh, die Mindestvertragslaufzeit, die Steuerungs-Schnittstelle zur Anlage (für Abregelung bei Negativpreisen), die Reaktionszeit bei Marktpreis-Negativphasen und die Reporting-Qualität für das interne Controlling. Die niedrigste Provision allein ist selten das richtige Kriterium; entscheidend ist die Kombination aus Provision, Servicequalität und Vertragsflexibilität.
Wir vermitteln den Marktvergleich, unterstützen die Vertragsverhandlung und legen die wirtschaftliche Wirkung jeder Vermarkter-Option in der Modellrechnung offen. So wird sichtbar, wie sich Provision und Servicequalität auf die effektive Erlöskurve auswirken.
Bei längeren Phasen mit negativen Strompreisen müssen Direktvermarktungs-Anlagen technisch abregelbar sein. Die Abregelung wird über eine Steuerungs-Schnittstelle umgesetzt, die der Direktvermarkter konfiguriert. In der Praxis betreffen Negativpreise nur einen kleinen Teil der Jahresstunden; ihre wirtschaftliche Bedeutung ist im typischen Niedersachsen-Profil begrenzt, sollte aber in der Erlöskurve nicht unter den Teppich gekehrt werden.
Wir prüfen, wie sich die Abregel-Logik auf die Erlöskurve einer konkreten Anlage auswirkt, und legen die Sensitivität in der Wirtschaftlichkeitsberechnung offen. Wer Negativpreise ignoriert, baut sich eine zu optimistische Erlöskurve.
Drei Vermarktungswege konkurrieren in der Praxis: feste EEG-Einspeisevergütung (für Anlagen bis 100 kWp), Direktvermarktung (Pflicht ab 100 kWp) und der direkte langfristige Stromabnahmevertrag mit einem Abnehmer, das Power Purchase Agreement. Welche Variante wirtschaftlich passt, hängt von Anlagengröße, Strompreis-Szenario und Risikobereitschaft ab. Wir rechnen alle relevanten Varianten parallel und legen die Spannweite offen.
Wir koordinieren die Auswahl des Direktvermarkters, die Vertragsverhandlung, die Einrichtung der Steuerungs-Schnittstelle, die Bilanzkreis-Anbindung und die laufende Kontrolle der Erlös-Abrechnung. Den vollen Leistungsumfang beschreiben wir in der EEG-Direktvermarktung-Leistung. So wird aus der gesetzlichen Pflicht eine wirtschaftlich kontrollierte Erlös-Quelle.
Vorläufige Potenzialeinschätzung. Keine technische Planung, kein verbindliches Angebot und keine Rechtsberatung.
Für PV-Anlagen mit über 100 kWp installierter Leistung ist die Direktvermarktung gesetzlich verpflichtend. Unterhalb dieser Grenze ist sie optional und kann wirtschaftlich sinnvoll sein, etwa wenn die Strombörsen-Preise bei steigenden Marktstrompreisen eine bessere Erlöskurve liefern als die feste Einspeisevergütung. Welche Variante besser passt, hängt vom Strompreis-Szenario ab.
Wichtige Vergleichskriterien sind die Provision pro kWh, die Mindestvertragslaufzeit, die Steuerungs-Schnittstelle zur Anlage, die Reaktionszeit bei Strompreis-Negativphasen und die Reporting-Qualität. Wir vermitteln den Marktvergleich, unterstützen die Vertragsverhandlung und legen die wirtschaftliche Wirkung jeder Vermarkter-Option in der Modellrechnung offen.
Anlagen mit Direktvermarktung müssen bei längeren Strompreis-Negativphasen über eine Steuerungs-Schnittstelle abregelbar sein. Das schmälert kurzzeitig die Erträge, schützt aber den Strommarkt vor Überspeisung. Das EEG sieht hierfür klare Regeln vor; Direktvermarkter setzen die Abregelung technisch um. Wir prüfen, wie sich die Abregel-Logik auf die Erlöskurve einer konkreten Anlage auswirkt.
Höhere Erlöschancen bei steigenden Strompreisen, größere Flexibilität in der Vertragsgestaltung und Möglichkeit, größere Anlagen ohne EEG-Cap zu betreiben. Der Nachteil liegt im Aufwand: Steuerungs-Schnittstelle, Bilanzkreis-Anbindung und Vermarkter-Provision kommen als zusätzliche Posten dazu. Welche Variante netto besser stellt, rechnen wir projektspezifisch in der Wirtschaftlichkeitsberechnung.
Ein Wechsel zwischen Direktvermarktern braucht typisch ein bis drei Monate Vorlauf. Die Erst-Aktivierung der Direktvermarktung bei einer Neuanlage dauert drei bis sechs Monate, weil die Steuerungs-Schnittstelle eingerichtet und die Bilanzkreis-Anbindung aufgesetzt werden muss. Wir koordinieren den Prozess und sorgen dafür, dass die Anlage ab Tag eins ohne Erlös-Lücke vermarktet wird.
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