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 zwischen 1,317 ct/kWh im April und 6,190 ct/kWh im Juni.
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. Ab 100 kWp installierter Leistung ist die geförderte Direktvermarktung Pflicht (§ 21b EEG).
Der Marktwert Solar lag im Juni 2026 bei 6,190 ct/kWh und schwankt monatlich stark. 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.
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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. Gewechselt werden darf nur zum Ersten eines Kalendermonats, mit Anmeldung beim Netzbetreiber vor Beginn des Folgemonats (§ 21b 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 ab 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
Im ursprünglichen Entwurf des Solarspitzengesetzes (Oktober 2024) war eine Absenkung der Direktvermarktungspflicht auf 25 kWp vorgesehen. Diese Absenkung wurde in der finalen Gesetzesfassung (BGBl. 2025 I Nr. 51 vom 21. Februar 2025) gestrichen. Es gilt weiterhin: geförderte Direktvermarktung ist Pflicht für PV-Anlagen ab über 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 | 3,163 ct/kWh | 9,754 ct/kWh | 0,32 |
| Juni 2026 (aktuell) | 6,190 ct/kWh | 10,952 ct/kWh | 0,57 |
| Quelle: netztransparenz.de (Marktwertübersicht), veröffentlicht durch die Übertragungsnetzbetreiber; Monatswerte bestätigt über pv magazine. Der Juli-Wert 2026 war zum Redaktionsstand (6. August 2026) noch nicht publiziert. Profilfaktor = Marktwert Solar geteilt durch den Day-Ahead-Mittelwert (gerundet). | |||
Der Profilfaktor Solar fällt strukturell
Der Profilfaktor – Marktwert Solar geteilt durch den Börsen-Baseload – ist innerhalb weniger Jahre von rund 0,84 (2023) auf 0,505 im Jahresmittel 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 rund 291 Stunden – 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
Für PV-Anlagen mit Inbetriebnahme ab dem 1. Januar 2023 ist der Jahresmarktwert maßgeblich, für ältere Anlagen der Monatsmarktwert. 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 bei niedrigem Marktwert (April 2026)
Eine gewerbliche Aufdachanlage mit einem anzulegenden Wert von 5,84 ct/kWh erzielt im April 2026 bei einem Monatsmarktwert von 1,317 ct/kWh eine Marktprämie von 4,523 ct/kWh. Zusammen mit dem Börsenerlös ergibt sich rechnerisch der anzulegende Wert von 5,84 ct/kWh, abzüglich des Vermarktungsentgelts. Die Marktprämie schützt den Betreiber so vor dem Börseneinbruch und sichert die kalkulierte Untergrenze. Dieses Beispiel dient der Veranschaulichung.
Rechenbeispiel bei hohem Marktwert (Juni 2026)
Bei demselben anzulegenden Wert von 5,84 ct/kWh und einem Marktwert Solar von 6,190 ct/kWh im Juni 2026 ist die rechnerische Marktprämie negativ – sie wird nicht ausgezahlt. Der Betreiber behält den vollen Börsenerlös von rund 6,19 ct/kWh, also etwa 0,35 ct/kWh über dem anzulegenden Wert. In Monaten mit hohem Marktwert zeigt die geförderte Direktvermarktung ihren Vorteil gegenüber der festen Einspeisevergütung: nach oben ist der Erlös nicht gedeckelt. Genau diese Asymmetrie endet mit der 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. Solar-PPA-Preise lagen zuletzt bei rund 55 €/MWh (Q1 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 zu 19 bis 33 ct/kWh (Destatis, 2. Halbjahr 2025). 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 und Energie & Management, Branchenumfrage Stand 1. Januar 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 Insolvenzwellen 2017 und 2021 haben gezeigt, dass auch etablierte Anbieter 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, maximal sechs Monate pro Jahr. Der Vergütungsanspruch geht bei einem Direktvermarkter-Ausfall also nicht verloren.
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. Die formale Anmeldung muss vor Beginn des Folgemonats des geplanten Wechseltermins beim Netzbetreiber erfolgen.
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
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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 ist die geförderte Direktvermarktung seit 2014 Pflicht (§ 21b EEG 2023). Die im Solarspitzengesetz zunächst diskutierte Absenkung auf 25 kWp wurde nicht umgesetzt. Anlagen bis 100 kWp können frei zwischen fester Einspeisevergütung und freiwilliger Direktvermarktung wählen.
Wie hoch ist der aktuelle Marktwert Solar?
Der Marktwert Solar lag im Juni 2026 bei 6,190 ct/kWh (netztransparenz.de). Er schwankt monatlich stark: im April 2026 fiel er auf 1,317 ct/kWh, den zweitniedrigsten je gemessenen Wert. Der Jahresmarktwert 2025 betrug 4,508 ct/kWh. Der Juli-Wert 2026 war zum Redaktionsstand noch nicht veröffentlicht.
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 endet am 31. Dezember 2026. 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?
Ein Wechsel ist jederzeit zum Monatsersten möglich (§ 21b 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. Die Anmeldung muss vor Beginn des Folgemonats des Wechseltermins erfolgen.
Fazit
Die Direktvermarktung von PV-Strom ist 2026 kein Renditerisiko, sondern ein Erlösmodul mit Sicherheitsnetz: Die gleitende Marktprämie garantiert den anzulegenden Wert nach unten, während der Betreiber in Hochpreisphasen den vollen Börsenerlös behält. Entscheidend ist der Marktwert Solar, der 2026 zwischen 1,317 und 6,190 ct/kWh 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 6. August 2026
- 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, 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) – Strompreise Nicht-Haushalte, 2. Halbjahr 2025
- ZfK / Energie & Management – Direktvermarktungsumfrage, Stand 1. Januar 2026
- BSW-Solar – installierte PV-Leistung Deutschland, Stand Mai 2026
Redaktion Logic Energy. Stand: August 2026.
