Direktvermarktung von PV-Strom 2026: Was bringt die Marktprämie – und was der Börsenpreis?
Die Direktvermarktung von PV-Strom entkoppelt die Erlöse einer Photovoltaikanlage vom festen Vergütungssatz und bindet sie an die Strombörse. Für Anlagen über 100 kWp ist sie Pflicht. Ob daraus ein Vorteil oder ein Risiko wird, entscheidet der Marktwert Solar – und der schwankte 2026 bisher zwischen 1,317 ct/kWh im April und 11,019 ct/kWh im Januar.
Die kurze Antwort
Bei der Direktvermarktung verkauft ein Dienstleister den Solarstrom an der Börse (EPEX Spot). Liegt der Marktwert Solar unter dem anzulegenden Wert des EEG, zahlt der Netzbetreiber die Differenz als gleitende Marktprämie; liegt er darüber, behält der Betreiber den Mehrerlös. Für Anlagen mit Inbetriebnahme ab 2023 zählt dabei der Jahresmarktwert, für ältere der Monatsmarktwert. Für Anlagen über 100 kWp installierter Leistung gibt es keine dauerhafte Einspeisevergütung (§ 21 Abs. 1 S. 1 Nr. 1 EEG); wer gefördert werden will, muss über die Marktprämie direkt vermarkten (§§ 20, 21b EEG) – faktisch eine Direktvermarktungspflicht.
Zuletzt veröffentlicht ist der Monatsmarktwert Solar für August 2026: 6,359 ct/kWh. Der für Neuanlagen maßgebliche Jahresmarktwert 2025 betrug 4,508 ct/kWh. Diese Analyse zeigt die Mechanik, die aktuellen Werte und vier Erlösstrategien. Keine Anlageberatung.
Die Direktvermarktung von PV-Strom ist der Kern jeder Erlösplanung für größere Photovoltaikanlagen. Dieser Leitfaden erklärt, was Direktvermarktung rechtlich bedeutet, wie sich der Marktwert Solar 2026 entwickelt hat, wie die gleitende Marktprämie konkret rechnet, was die Vermarktung kostet und mit welchen vier Strategien Investoren und Betriebe dem strukturellen Wertverfall des Solarstroms begegnen.
Direktvermarktung, Eigenverbrauch, Hedging – für Ihr Projekt gerechnet
Logic Energy projektiert, baut und betreibt schlüsselfertige PV-Anlagen. Vertragspartner für Direktinvestments ist die mediplan Helm e.K. mit persönlicher Inhaberhaftung. Wir modellieren Ihre Erlösszenarien aus Marktprämie, Eigenverbrauch und PPA-Anteil – kostenlos für Ihren Standort.
1. Was bedeutet Direktvermarktung von PV-Strom – und ab wann ist sie Pflicht?
Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) unterscheidet vier Veräußerungsformen, denen jeder PV-Anlagenbetreiber seine Anlage zuordnen muss: geförderte Direktvermarktung (Marktprämienmodell), feste Einspeisevergütung, Mieterstromzuschlag und sonstige Direktvermarktung. In der geförderten Direktvermarktung wird der Solarstrom direkt an der Strombörse verkauft, der Betreiber erhält Zugang zum Strommarkt über einen Dienstleister. Zwischen den Veräußerungsformen gewechselt werden darf nur zum Ersten eines Kalendermonats (§ 21b Abs. 1 S. 2 EEG). Der Wechsel muss dem Netzbetreiber vor Beginn des jeweils vorangehenden Kalendermonats mitgeteilt werden (§ 21c Abs. 1 S. 1 EEG) – für einen Wechsel zum 1. Dezember also bis zum 31. Oktober. Für den Wechsel in die Ausfallvergütung oder aus ihr heraus genügt die Mitteilung bis zum fünftletzten Werktag des Vormonats (§ 21c Abs. 1 S. 2 EEG).
Drei Vermarktungsformen für Investoren und Betriebe
Die geförderte Direktvermarktung (§ 20 EEG) verbindet den Börsenerlös mit der Marktprämie als Sicherungsnetz und ist der Standard für ausschreibungspflichtige und größere gewerbliche PV-Anlagen mit EEG-Anspruch. Die sonstige Direktvermarktung (§ 21a EEG) verzichtet auf jede EEG-Förderung, erlaubt aber die Vermarktung von Herkunftsnachweisen – der Weg für ausgeförderte Ü20-Anlagen und reine Stromliefermodelle. Das Mieterstrommodell bindet den Strom räumlich an ein Gebäude und ist für klassische Gewerbe-Photovoltaik selten der Weg.
Von der EEG-Novelle 2014 zur Pflichtgrenze von 100 kWp
Die Pflicht zur Direktvermarktung ist mit der EEG-Novelle 2014 eingeführt worden: Zunächst mussten Photovoltaik-Anlagen mit mehr als 500 kW ihren Strom direkt vermarkten, seit 2016 gilt die Grenze von 100 kW. Anlagen unterhalb der Schwelle können die Direktvermarktung freiwillig wählen. Der Schritt war Teil des Übergangs von festen Vergütungssätzen hin zu einer stärkeren Integration erneuerbarer Energien in den Strommarkt.
Die 100-kWp-Grenze bleibt bestehen
Es gilt: geförderte Direktvermarktung ist Pflicht für PV-Anlagen mit mehr als 100 kW installierter Leistung. Anlagen bis 100 kWp haben die freie Wahl zwischen fester Einspeisevergütung und freiwilliger Direktvermarktung. Einnahmen aus dem Betrieb einer Photovoltaikanlage bis 30 kWp – auch aus der Direktvermarktung – sind nach § 3 Nr. 72 EStG einkommensteuerfrei; die Details behandelt unser Leitfaden zu Photovoltaik-Steuern sparen. Die vollständige Vergütungstabelle steht in unserem Leitfaden zur EEG-Vergütung 2026.
Technische Voraussetzungen: Fernsteuerbarkeit, Messung und Prognose
Die technischen Voraussetzungen für die Direktvermarktung sind eine geeignete Messeinrichtung und die Fernsteuerbarkeit. § 10b EEG verpflichtet Betreiber von Anlagen über 25 kW zum Echtzeit-Abruf der Ist-Einspeisung und zur ferngesteuerten Leistungsreduzierung. Die Abrechnung erfolgt über eine registrierende Leistungsmessung (RLM) bzw. ein intelligentes Messsystem; die Erfüllung über das Smart-Meter-Gateway ist erst ab dem 1. Januar 2028 verpflichtend, bis dahin sind alternative Übertragungswege wie Datenlogger mit Modem zulässig. Der Direktvermarkter erstellt zusätzlich wetterbasierte Erzeugungsprognosen, um den Solarstrom im Bilanzkreis am Markt zu platzieren. Der technische Zusatzaufwand für die Direktvermarktung bleibt damit überschaubar.
2. Marktwert Solar 2026: Welche ct-Werte gelten aktuell – und warum sie schwanken
Die Schwankung ist strukturell: In sonnenstarken Frühjahrs- und Sommermonaten drückt die hohe gleichzeitige PV-Einspeisung den Preis in der Mittagszeit teils auf oder unter null, während der Marktwert im Winter bei geringer Solarerzeugung steigt.
| Monat | Marktwert Solar | Spotmarkt Day-Ahead | Profilfaktor |
|---|---|---|---|
| Januar 2026 | 11,019 ct/kWh | 11,009 ct/kWh | 1,00 |
| Februar 2026 | 7,717 ct/kWh | 9,658 ct/kWh | 0,80 |
| März 2026 | 5,455 ct/kWh | 9,929 ct/kWh | 0,55 |
| April 2026 | 1,317 ct/kWh | 7,852 ct/kWh | 0,17 |
| Mai 2026 | 3,296 ct/kWh* | 9,754 ct/kWh | 0,34 |
| Juni 2026 | 6,190 ct/kWh | 10,952 ct/kWh | 0,57 |
| Juli 2026 | 5,226 ct/kWh | 10,545 ct/kWh | 0,50 |
| August 2026 (zuletzt veröffentlicht) | 6,359 ct/kWh | 12,689 ct/kWh | 0,50 |
| Quelle: netztransparenz.de (Marktwertübersicht der Übertragungsnetzbetreiber), Monatswerte bestätigt über pv magazine und Solarserver. * Mai 2026: von den Übertragungsnetzbetreibern nachträglich von 3,163 auf 3,296 ct/kWh korrigiert (Fehler in der Online-Hochrechnung der Solarerzeugung für den 1. Mai 2026). Der Septemberwert erscheint bis zum zehnten Werktag im Oktober 2026. Profilfaktor = Marktwert Solar geteilt durch den Day-Ahead-Mittelwert (gerundet). | |||
Jahresmarktwert Solar 2023 bis 2025
Für alle Anlagen mit Inbetriebnahme ab 2023 ist der Jahresmarktwert die entscheidende Größe. Er wird über das ganze Kalenderjahr mit der Solarerzeugung gewichtet – sonnenstarke Monate mit niedrigen Preisen zählen deshalb stärker als Wintermonate.
| Jahr | Jahresmarktwert Solar | Spot-Jahresmittel | Profilfaktor |
|---|---|---|---|
| 2023 | 7,200 ct/kWh | 9,518 ct/kWh | 0,76 |
| 2024 | 4,624 ct/kWh | 7,946 ct/kWh | 0,58 |
| 2025 | 4,508 ct/kWh | 8,932 ct/kWh | 0,50 |
| Quelle: netztransparenz.de (Jahresmarktwerte nach Anlage 1 Nr. 4 EEG 2023); LfL Bayern, Strommarkt Solar 2023–2025, Stand 26. Januar 2026. Maßgeblich ist der erzeugungsgewichtete Jahresmarktwert. Der daneben veröffentlichte ungewichtete Durchschnitt der zwölf Monatswerte (2023: 8,003 ct/kWh) ist nicht die gesetzliche Rechengröße. Der Jahresmarktwert 2026 erscheint im Januar 2027. | |||
Der Profilfaktor Solar fällt strukturell
Der Profilfaktor – Jahresmarktwert Solar geteilt durch das Spot-Jahresmittel – ist von 0,76 (2023) über 0,58 (2024) auf 0,505 im Jahr 2025 gefallen. Solarstrom war 2025 damit im Jahresschnitt nur noch etwa halb so wertvoll wie der Mittelwert der Strombörse. Wesentlicher Treiber sind negative Strompreise: 2025 gab es einen Rekord von 573 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen (2024: 457 Stunden); im ersten Halbjahr 2026 waren es nach einer Auswertung der naturstrom AG rund 291 Stunden (in Viertelstunden gezählt 1.178, SMARD) – die Frequenz ging gegenüber dem Vorjahreszeitraum zurück, die Preistiefe nahm dagegen zu. Die Mechanik der Nullvergütung bei negativen Preisen behandelt unser Leitfaden zu negativen Strompreisen für PV-Investoren.
3. Wie die Marktprämie konkret rechnet – mit aktuellen Zahlen
Bei Neuanlagen zahlt der Netzbetreiber unterjährig monatliche Abschläge, die er am Jahresmarktwert des Vorjahres ausrichten kann. Zu hohe oder zu niedrige Abschläge gleicht die Endabrechnung im Folgejahr aus, sobald der Jahresmarktwert veröffentlicht ist (§ 26 Abs. 1 EEG 2023). Auch ältere Anlagen wechseln zum Jahresmarktwert, wenn sie die Abgrenzungs- oder Pauschaloption nach § 19 Abs. 3b oder 3c EEG nutzen. Eine separate Managementprämie von 0,4 ct/kWh existiert seit dem EEG 2014 nicht mehr eigenständig – sie ist in den heutigen anzulegenden Wert eingepreist. Branchentexte, die für Neuanlagen zusätzlich „0,4 Cent on top" rechnen, sind falsch.
Rechenbeispiel Neuanlage (Jahresmarktwert)
Eine gewerbliche Aufdachanlage mit Inbetriebnahme 2026 und einem anzulegenden Wert von 5,84 ct/kWh erhält die Marktprämie auf Basis des Jahresmarktwerts Solar 2026, der erst im Januar 2027 feststeht. Legt man zur Orientierung den Jahresmarktwert 2025 von 4,508 ct/kWh zugrunde, ergibt sich eine Marktprämie von 1,332 ct/kWh. Zusammen mit dem Börsenerlös erreicht der Betreiber im Jahresmittel rechnerisch den anzulegenden Wert, abzüglich des Vermarktungsentgelts. Einzelne Monate ändern daran nichts: Ein schwacher April senkt den Jahresmarktwert, ein starker August hebt ihn – verrechnet wird über das ganze Jahr. Dieses Beispiel dient der Veranschaulichung.
Rechenbeispiel Bestandsanlage vor 2023 (Monatsmarktwert)
Für Anlagen mit Inbetriebnahme vor 2023 wird monatlich gerechnet. Bei einem angenommenen anzulegenden Wert von 5,84 ct/kWh ergab sich im April 2026 (Monatsmarktwert 1,317 ct/kWh) eine Marktprämie von 4,523 ct/kWh. Im August 2026 lag der Monatsmarktwert mit 6,359 ct/kWh darüber – die Prämie entfiel, der Betreiber behielt den Börsenerlös, rund 0,52 ct/kWh über dem anzulegenden Wert. Die Asymmetrie – nach unten abgesichert, nach oben offen – gilt für beide Gruppen, bei Neuanlagen auf Jahresbasis. Sie endet mit der geplanten Umstellung auf zweiseitige Differenzverträge im EEG 2027.
4. Was die Direktvermarktung kostet – Vermarktungsentgelt und Abrechnungsmodelle
Drei Abrechnungsmodelle
Direktvermarkter rechnen typischerweise nach einem von drei Mustern ab. Beim Marktwert-Modell erhält der Betreiber den Monatsmarktwert abzüglich des Vermarktungsentgelts – das ruhigste Modell mit geringem Reportingaufwand. Beim Day-Ahead- bzw. Pay-as-Produced-Modell werden die tatsächlich erzielten 15-Minuten-Spotpreise durchgereicht; seit der EU-Reform vom 30. September 2025 gilt an der Börse die 15-Minuten-Auflösung. Der Festpreis-Hybrid sichert einen Mindestpreis-Korridor ab.
Wann sich welches Modell lohnt
Für reine Volleinspeisungsanlagen ohne Speicher ist das Marktwert-Modell meist das ertragreichere und ruhigere Setup, weil der erzeugungsgewichtete Monatsdurchschnitt das Profilrisiko glättet. Das Pay-as-Produced-Modell lohnt sich erst, wenn eine Anlage aktiv auf die 15-Minuten-Preisstruktur reagieren kann – etwa mit einem Batteriespeicher, der Solarstrom aus dem Mittagstief in höher bepreiste Stunden verschiebt. Solange der Jahresmarktwert unter dem anzulegenden Wert bleibt, hebt die Marktprämie die Modellunterschiede beim geförderten Anteil ohnehin weitgehend auf.
5. Vier Erlösstrategien gegen den Wertverfall
Strategie 1: Speicher-basierte Vermarktungsoptimierung
Ein Co-Location-Speicher verschiebt Solarstrom aus dem Mittagstief in Stunden mit höheren Preisen und hebt so – gesteuert über ein Energiemanagementsystem – den effektiven Marktwert einer PV-Anlage. Zusätzlich erschließt er Erlöse aus Day-Ahead-Arbitrage, Intraday-Handel und Regelenergie. Welche Erlösquellen ein Batteriespeicher konkret öffnet und wie sich daraus eine höhere Rendite gegenüber reiner PV-Vermarktung ergibt, behandelt unser Leitfaden zu PV mit Batteriespeicher.
Strategie 2: Langfristige Stromabnahmeverträge (PPA)
Ein Power Purchase Agreement sichert einen festen Abnahmepreis über 10 bis 20 Jahre und entkoppelt den Erlös vom Börsenpreis. Für einen zehnjährigen Solar-PPA in Deutschland weist der PPA-Price-Tracker von enervis für August 2026 eine Spanne von 28 bis 40 €/MWh aus (pv magazine, 7. September 2026). Für institutionelle Investoren ist das PPA die wichtigste Hedging-Strategie mit Blick auf das Auslaufen der Marktprämien-Genehmigung Ende 2026. Ein PPA ersetzt die Marktprämie nicht, kann aber den Spotvermarktungsanteil ablösen und das Profilrisiko an den Abnehmer überwälzen.
Strategie 3: Reststrom-Direktvermarktung neben Eigenverbrauch
Für Betriebe mit eigener Photovoltaik liefert nicht die Direktvermarktung, sondern der direkte Eigenverbrauch den größten Erlösbeitrag – selbst erzeugter Strom ersetzt Netzbezug, für den Nicht-Haushalte im 2. Halbjahr 2025 im Durchschnitt aller Verbrauchsgruppen 19,22 ct/kWh zahlten, bei einem Jahresverbrauch unter 20 MWh 32,58 ct/kWh (Destatis, ohne Mehrwertsteuer und abzugsfähige Steuern). Der Reststrom geht in die Direktvermarktung; das ist über RLM-Messung und Direktvermarkter-Vertrag auch in Bestandsanlagen nachrüstbar. Wirtschaftlich entscheidend bleibt die Eigenverbrauchsquote.
Strategie 4: Hybrides Vermarktungsportfolio
Größere Solarportfolios kombinieren die geförderte Direktvermarktung über die Marktprämie mit einem PPA-Anteil und einem variablen Spotvermarktungsanteil. Die Tranchierung dämpft sowohl das Marktwertrisiko als auch das politische Risiko der EEG-Reform 2027. Ein typisches Verhältnis: etwa die Hälfte langfristig abgesichert, der Rest variabel mit Aufwärtspotenzial. Das erhöht die Planbarkeit, ohne die Chancen aus Hochpreisphasen vollständig aufzugeben.
| Strategie | Hauptwirkung | Eignung | Komplexität |
|---|---|---|---|
| Speicher-Co-Location | verschiebt Erlöse in Hochpreisstunden | Investoren ab 1 MWp | hoch |
| Langfristige PPA | Preissicherung 10–20 Jahre | institutionelle Projekte | mittel |
| Reststrom-DV neben Eigenverbrauch | vermarktet überschüssigen Solarstrom | Gewerbe mit Eigenverbrauch | niedrig |
| Hybrides Portfolio | Risikodiversifikation | Mittel- bis Großprojekte | mittel |
| Die Strategien lassen sich kombinieren. Modellannahme – keine Erfolgsgarantie. | |||
6. Direktvermarkter wählen: Marktüberblick und Auswahlkriterien
| Rang | Direktvermarkter | Konzernmutter | Portfolio (MW) |
|---|---|---|---|
| 1 | Quadra Energy | TotalEnergies | 10.100 |
| 2 | EnBW | Land BW / OEW | 9.900 |
| 3 | Next Kraftwerke | Shell plc | 8.020 |
| 4 | Statkraft Markets | Statkraft AS | 6.800 |
| 5 | Danske Commodities | Equinor ASA | 6.400 |
| Quelle: ZfK-Direktvermarktungsumfrage, Stichtag 1. Januar 2026 (ZfK, 12.01.2026). Weitere relevante Anbieter: BKW, MVV Trading, RWE, Energy2market, Trianel. | |||
Auswahlkriterien jenseits des Preises
Was wirklich zählt: die Bonität des Anbieters, weil die Einnahmen zeitverzögert fließen; die Bilanzkreisgröße, weil sie die Prognosegenauigkeit verbessert; und die Kompetenz bei der Vermittlung von PPA – letztere wird wichtiger, je näher das Auslaufen der Marktprämien-Genehmigung Ende 2026 rückt. Der Preis allein ist selten das entscheidende Kriterium.
Ausfallvergütung bei Insolvenz des Direktvermarkters
Die Insolvenzen der CLENS-Gruppe 2017 und der in.power GmbH 2021 haben gezeigt, dass auch etablierte Direktvermarkter ausfallen können. Für diesen Fall sieht § 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 EEG eine Ausfallvergütung vor: Der Netzbetreiber übernimmt den Strom übergangsweise zu 80 Prozent des anzulegenden Werts, höchstens drei aufeinanderfolgende Kalendermonate und insgesamt sechs Kalendermonate pro Kalenderjahr. Wird eine dieser Höchstdauern überschritten, sinkt der Anspruch für den gesamten Kalendermonat auf null – die Ausfallvergütung überbrückt also nur die Zeit bis zum neuen Direktvermarkter.
7. Wechsel, Auslauf der Marktprämie und EEG 2027
Der Wechselprozess in der Praxis
Für den Wechsel benötigt der neue Direktvermarkter die MaStR-Nummer, die Marktlokations-ID, das Inbetriebnahmeprotokoll und den Fernsteuerbarkeitsnachweis nach § 10b EEG. Der Betreiber muss lediglich den Altvertrag fristgerecht kündigen (typisch drei Monate) und eine Vollmacht ausstellen. Wechseln Sie zugleich die Veräußerungsform, muss das dem Netzbetreiber vor Beginn des jeweils vorangehenden Kalendermonats mitgeteilt werden (§ 21c Abs. 1 S. 1 EEG).
Was sich ab 2027 ändert
Das Bundeskabinett hat am 29. Juli 2026 den Regierungsentwurf für das EEG 2027 beschlossen. Die heutige einseitige Marktprämie soll zu einem zweiseitigen Differenzvertrag (CfD) umgebaut werden: Liegt der Marktpreis über dem Referenzwert, zahlt der Betreiber die Differenz künftig zurück. Umgesetzt wird die EU-Verordnung 2024/1747 mit CfD-Pflicht für neue Verträge ab dem 17. Juli 2027. Das Gesetz ist noch nicht in Kraft; der Entwurf ist politisch umstritten und im Detail nicht final. Für Anlagen mit Inbetriebnahme bis zum 31. Dezember 2026 bleibt nach heutigem Stand der Bestandsschutz mit einseitiger Marktprämie über 20 Jahre maßgeblich. Details behandelt unser Leitfaden zur CfD-Pflicht 2027 für PV-Investoren.
8. Was Investoren und Betriebe 2026 jetzt entscheiden müssen
Die installierte PV-Leistung in Deutschland lag Ende 2025 bei rund 118 GWp und überschritt im August 2026 die Marke von 128 GWp (BSW-Solar). Mit dem weiteren Zubau ist eine anhaltende Kompression des Profilfaktors wahrscheinlich, sofern Speicher und Sektorenkopplung nicht gegenhalten. Für Betriebe mit Bestandsanlagen sollte deshalb vor jeder Direktvermarktungs-Entscheidung die Eigenverbrauchsoption geprüft werden. Für Investoren bleibt die heutige Marktprämienlogik das Sicherheitsnetz für 20 Jahre, während alle Optionen auf Speicher-Erlöse und PPA-Hedging offen bleiben. Die vollständige Renditestruktur zeigt unser Photovoltaik-Investment-Pillar.
Erlösszenarien für Ihre Anlage – Marktprämie, Eigenverbrauch, Hedging
Logic Energy projektiert PV-Anlagen als Full-Service-Angebot – mit aktiver Flächenakquise und fixierter Finanzierung vor Baubeginn, von der PV-Neuanlage bis zur Neustrukturierung bestehender Solaranlagen. Vertragspartner für Direktinvestments ist die mediplan Helm e.K. mit persönlicher Inhaberhaftung. Wenn Sie 2026 eine direktvermarktungsfähige Photovoltaik planen oder eine Bestandsanlage neu strukturieren, prüfen wir Ihren Standort und modellieren passende Erlösszenarien.
9. Häufige Fragen zur Direktvermarktung von PV-Strom
Was ist die Direktvermarktung von PV-Strom?
Direktvermarktung ist der Verkauf von Solarstrom an der Börse durch einen Direktvermarkter statt der Abnahme durch den Netzbetreiber gegen feste Einspeisevergütung. In der geförderten Direktvermarktung erhält der Betreiber zusätzlich die gleitende Marktprämie aus dem EEG. Rechtsgrundlage ist § 20 EEG 2023.
Ab welcher Anlagengröße ist Direktvermarktung Pflicht?
Für PV-Anlagen über 100 kWp installierter Leistung gibt es seit 2016 keine dauerhafte Einspeisevergütung mehr (§ 21 Abs. 1 S. 1 Nr. 1 EEG 2023); gefördert werden sie nur über die Marktprämie in der Direktvermarktung (§§ 20, 21b EEG) – faktisch eine Pflicht. Anlagen bis 100 kWp können frei zwischen fester Einspeisevergütung und freiwilliger Direktvermarktung wählen.
Wie hoch ist der aktuelle Marktwert Solar?
Zuletzt veröffentlicht ist der Monatsmarktwert Solar für August 2026: 6,359 ct/kWh (netztransparenz.de). Er schwankt monatlich stark: im April 2026 fiel er auf 1,317 ct/kWh, den niedrigsten Stand seit April 2020. Für Anlagen mit Inbetriebnahme ab 2023 zählt der Jahresmarktwert – 2025 betrug er 4,508 ct/kWh, der Wert für 2026 folgt im Januar 2027.
Was ist der Unterschied zwischen geförderter und sonstiger Direktvermarktung?
Die geförderte Direktvermarktung (§ 20 EEG) kombiniert den Börsenerlös mit der Marktprämie und setzt einen EEG-Vergütungsanspruch voraus. Die sonstige Direktvermarktung (§ 21a EEG) verzichtet auf jede EEG-Förderung, erlaubt aber die Vermarktung von Herkunftsnachweisen – üblich für ausgeförderte Ü20-Anlagen und reine Stromliefermodelle.
Welche Kosten fallen für die Direktvermarktung an?
Es fällt ein Vermarktungsentgelt des Direktvermarkters an, dessen Höhe frei verhandelbar ist und von Anlagengröße und Portfolio abhängt. Ein amtlich reguliertes Entgelt gibt es nicht. Große Anlagen zahlen ein geringes Entgelt je Kilowattstunde, kleinere Anlagen häufig eine Monatspauschale. Hinzu kommt der technische Aufwand für Fernsteuerbarkeit und Messung.
Was passiert mit der Marktprämie ab 2027?
Die beihilferechtliche Genehmigung der heutigen Marktprämie gilt bis Ende 2026 (EU-Kommission, SA.102084). Das am 29. Juli 2026 vom Kabinett beschlossene EEG 2027 soll die einseitige Marktprämie zu einem zweiseitigen Differenzvertrag (CfD) umbauen. Anlagen mit Inbetriebnahme bis Ende 2026 behalten nach heutigem Stand ihren Bestandsschutz über 20 Jahre.
Wie wechsle ich den Direktvermarkter?
Den Direktvermarkter können Sie jederzeit wechseln (§ 21b Abs. 4 Nr. 1 EEG). Der neue Direktvermarkter übernimmt die Anmeldung beim Netzbetreiber; der Betreiber kündigt den Altvertrag fristgerecht (typisch drei Monate), stellt eine Vollmacht aus und liefert die Anlagendaten. Nur wenn zugleich die Veräußerungsform wechselt, gilt die Mitteilungsfrist des § 21c Abs. 1 S. 1 EEG: vor Beginn des jeweils vorangehenden Kalendermonats.
Fazit
Die Direktvermarktung von PV-Strom ist 2026 kein Renditerisiko, sondern ein Erlösmodul mit Sicherheitsnetz: Die gleitende Marktprämie sichert den anzulegenden Wert nach unten ab – bei Neuanlagen auf Basis des Jahresmarktwerts –, während der Betreiber oberhalb davon den Börsenerlös behält. Entscheidend ist der Marktwert Solar, der 2026 bisher zwischen 1,317 und 11,019 ct/kWh je Monat schwankte und dessen Profilfaktor strukturell fällt. Wer diesen Wertverfall mit Speicher, PPA und Eigenverbrauch aktiv adressiert, sichert die Wirtschaftlichkeit – und wer bis Ende 2026 in Betrieb geht, sichert sich die einseitige Marktprämie ohne Rückzahlungspflicht für 20 Jahre. Mehr dazu in unseren Leitfäden zur EEG-Vergütung 2026, zur CfD-Pflicht 2027 und zum Photovoltaik-Investment.
Quellen und Rechtsgrundlagen
- netztransparenz.de – Marktwertübersicht (Marktwert Solar, Monats- und Jahreswerte), abgerufen September 2026
- pv magazine Deutschland – „Marktwert Solar im August bei 6,359 Cent pro Kilowattstunde", 9. September 2026
- pv magazine Deutschland – „Marktwert Solar fällt im Juli auf 5,226 Cent pro Kilowattstunde", 10. August 2026
- LfL Bayern – Solar/Photovoltaik: Strommarkt in den Jahren 2025, 2024, 2023, Stand 26. Januar 2026
- Gesetze im Internet – Anlage 1 zu § 23a EEG 2023 (Höhe der Marktprämie); ferner § 26 EEG 2023 (Abschläge und Endabrechnung)
- pv magazine Deutschland – „Marktwert Solar steigt im Juni auf 6,19 Cent pro Kilowattstunde", 9. Juli 2026
- pv magazine Deutschland – „Marktwert Solar geht im April auf 1,317 Cent pro Kilowattstunde zurück", 11. Mai 2026
- Bundesnetzagentur – EEG-Förderung und -Fördersätze (anzulegende Werte, Marktprämie), abgerufen 6. August 2026
- Gesetze im Internet – § 20 EEG 2023 (Direktvermarktung); ferner §§ 3 Nr. 16, 10b, 21, 21a, 21b, 21c, 23a EEG
- EUR-Lex – Verordnung (EU) 2024/1747 zur Änderung der Strommarktverordnung (CfD-Pflicht), 26. Juni 2024
- pv magazine Deutschland – „Kabinett beschließt Entwürfe zu EEG 2027 und Netzpaket", 29. Juli 2026
- Statistisches Bundesamt (Destatis) – Pressemitteilung Nr. 111: Strompreise Nicht-Haushalte, 2. Halbjahr 2025, 31. März 2026
- pv magazine Deutschland – enervis PPA-Price-Tracker für Photovoltaik (August 2026), 7. September 2026
- ZfK – Direktvermarktungsumfrage, Stichtag 1. Januar 2026 (12.01.2026)
- BSW-Solar – „Solarleistung erreicht Meilenstein – Branche warnt vor Ausbauknick", 20. August 2026
Redaktion Logic Energy. Stand: 24. September 2026.
