- Direktvermarktung heißt: Strom über einen Dienstleister an der Börse verkaufen
- Die Marktprämie gleicht die Differenz zum anzulegenden Wert aus
- Für Neuanlagen über 100 Kilowatt ist Direktvermarktung längst Pflicht
- Die EEG-Novelle macht Direktvermarktung zum Standard für alle Neuanlagen
- PPA und Eigenverbrauch werden zu zentralen Erlösbausteinen
Jahrzehntelang war die Sache einfach: Wer eine Photovoltaik-, Wind- oder Biomasseanlage betrieb, speiste ein und erhielt eine feste Einspeisevergütung. Dieses Modell läuft aus. Mit der EEG-Novelle hat die Bundesregierung beschlossen, alle Neuanlagen schrittweise in die Direktvermarktung zu überführen – für Anlagen über 100 Kilowatt ist sie ohnehin seit 2016 verpflichtend. Zeit also, das Prinzip zu verstehen, denn es entscheidet künftig über die Wirtschaftlichkeit jedes Erneuerbaren-Projekts.
Wie die Direktvermarktung funktioniert: Marktprämie und sonstige Direktvermarktung
Direktvermarktung bedeutet, dass der erzeugte Strom nicht pauschal vergütet, sondern von einem spezialisierten Dienstleister – dem Direktvermarkter – an der Strombörse verkauft wird. Im geförderten Standardmodell, dem Marktprämienmodell nach § 20 EEG, erhält der Anlagenbetreiber zwei Zahlungen: den Markterlös vom Direktvermarkter und die Marktprämie vom Netzbetreiber. Die Marktprämie gleicht die Differenz zwischen dem durchschnittlichen Börsenpreis (Monatsmarktwert) und dem sogenannten anzulegenden Wert der Anlage aus. Unterm Strich ist der Erlös damit abgesichert – wer seinen Strom aber geschickt in preisstarke Stunden verschiebt, kann mehr erwirtschaften als mit der festen Vergütung.
Daneben existiert die sonstige Direktvermarktung: Hier verzichtet der Betreiber vollständig auf die EEG-Förderung und verkauft seinen Strom frei am Markt – etwa über ein Power Purchase Agreement (PPA), also einen langfristigen Liefervertrag mit einem Abnehmer. Der Direktvermarkter übernimmt in beiden Modellen Prognose, Fahrplanmanagement und Bilanzkreisführung und behält dafür ein Dienstleistungsentgelt ein.
Welches Modell passt zu wem? Eine Entscheidungshilfe
Aus unserer Beratungspraxis lassen sich drei Leitlinien ableiten. Erstens: Für Anlagen mit gesichertem Förderanspruch bleibt das Marktprämienmodell der planbare Standardweg – entscheidend ist ein Vermarktungsvertrag mit fairen Konditionen und guter Prognosequalität. Zweitens: Wer hohe eigene Stromverbräuche hat, sollte die Vermarktung stets gemeinsam mit dem Eigenverbrauch denken; wie sich damit zusätzlich Netzentgelte senken lassen, zeigt unsere Analyse zu gewerblichen Eigenstromkonzepten. Drittens: Für größere Projekte ohne oder mit auslaufender Förderung wird das PPA zum zentralen Absicherungsinstrument – hier lohnt eine spezialisierte PPA-Beratung, denn Laufzeit, Preisformel und Abnahmestruktur bestimmen das Risiko über Jahre.
Klar ist: Die Kompetenz, Strom zu vermarkten, wird für Unternehmen und Kommunen so wichtig wie die Anlage selbst. Wer Erzeugung, Verbrauch und Vermarktung als Gesamtsystem plant – idealerweise mit Unterstützung einer qualifizierten Energieberatung –, verwandelt den Wegfall der festen Vergütung von einem Risiko in einen Renditehebel. Der Markt für Vermarktungsdienstleistungen wächst, die Angebote werden auch für kleinere Anlagen attraktiver. Es ist der richtige Zeitpunkt, die eigene Strategie festzulegen.
Quellen & weiterführende Informationen
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