Wie Sie mit der Direktvermarktung Ihrer Wind-, Solar- oder Biogasanlage höhere Erlöse erzielen
Bei der Direktvermarktung wird Strom aus erneuerbaren Energieanlagen nicht zum festen Vergütungssatz eingespeist, sondern aktiv am Strommarkt verkauft. Statt einer pauschalen Einspeisevergütung durch den Netzbetreiber verkaufen Anlagenbetreiber ihren Strom – meist über einen beauftragten Direktvermarkter – direkt an der Strombörse oder über bilaterale Verträge.
Die Direktvermarktung hat sich seit ihrer Einführung im EEG 2012 zum Standard für die Vermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien entwickelt. Heute werden über 90 Prozent der deutschen Wind- und Solarkapazität direkt vermarktet. Für Anlagen ab 100 kW installierter Leistung ist die Direktvermarktung seit 2016 sogar verpflichtend.
Erlös = Börsenstrompreis + Marktprämie − Dienstleistungsentgelt
Die Marktprämie gleicht die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert (EEG-Vergütungssatz) und dem monatlichen Durchschnittsbörsenstrompreis aus. Dadurch sind die Einnahmen für Anlagenbetreiber in der Regel mindestens so hoch wie bei der festen Einspeisevergütung.
2000: Mit dem ersten EEG wurde die feste Einspeisevergütung eingeführt – ein garantierter Preis pro eingespeiste Kilowattstunde, der unabhängig vom Marktpreis gezahlt wurde.
2012: Das EEG 2012 führte das Marktprämienmodell als optionale Alternative zur festen Einspeisevergütung ein. Anlagenbetreiber konnten erstmals freiwillig in die Direktvermarktung wechseln und erhielten dafür eine attraktive Managementprämie.
2014: Mit dem EEG 2014 wurde die verpflichtende Direktvermarktung für Neuanlagen ab 500 kW eingeführt. Die Managementprämie wurde schrittweise reduziert.
2016: Das EEG 2017 (in Kraft ab 2017) senkte die Schwelle für die verpflichtende Direktvermarktung auf 100 kW. Gleichzeitig wurde das Ausschreibungsverfahren für größere Anlagen eingeführt.
Heute: Die Direktvermarktung ist der Standard für alle EEG-Anlagen ab 100 kW. Das Marktprämienmodell bildet weiterhin die Grundlage der Förderung, während Power Purchase Agreements (PPAs) zunehmend an Bedeutung gewinnen – insbesondere für Post-EEG-Anlagen und förderfreie Neubauprojekte.
Das Erneuerbare-Energien-Gesetz unterscheidet drei Formen der Direktvermarktung, die sich in ihrer Förderstruktur und Zielgruppe unterscheiden.
Die geförderte Direktvermarktung im Marktprämienmodell ist die mit Abstand häufigste Form der Direktvermarktung. Sie steht allen Anlagen offen, die Anspruch auf eine EEG-Förderung haben.
So funktioniert es: Der Anlagenbetreiber verkauft seinen Strom über einen Direktvermarkter an der Strombörse. Zusätzlich zum Börsenerlös erhält er vom Netzbetreiber eine gleitende Marktprämie, die die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert und dem monatlichen Marktwert ausgleicht.
Die Formel der Marktprämie:
Marktprämie = Anzulegender Wert – Referenzmarktwert
Der anzulegende Wert ist der rechnerische Vergütungswert in Cent pro Kilowattstunde, den das EEG für die jeweilige Anlage vorsieht. Er wird bei Ausschreibungen durch den bezuschlagten Gebotspreis bestimmt oder ergibt sich bei kleineren Anlagen aus den gesetzlichen Vergütungssätzen.
Der Referenzmarktwert ist der monatliche, technologiespezifische Durchschnitt der Börsenpreise, gewichtet mit dem typischen Einspeiseprofil der jeweiligen Technologie (Wind onshore, Wind offshore, Solar).
Vorteile des Marktprämienmodells:
Möglichkeit zur Teilnahme an zusätzlichen Märkten (z.B. Regelenergie)Geeignet für: Alle EEG-geförderten Anlagen, insbesondere Neuanlagen ab 100 kW
Die sonstige Direktvermarktung bezeichnet den Verkauf von Strom ohne EEG-Förderung. Sie wird relevant, wenn die 20-jährige EEG-Förderung ausläuft oder wenn Anlagen bewusst auf Förderung verzichten.
Typische Anwendungsfälle:
In der sonstigen Direktvermarktung trägt der Anlagenbetreiber das volle Marktpreisrisiko, profitiert aber auch vollständig von hohen Börsenpreisen. PPAs können dieses Risiko durch langfristige Festpreise oder Preisuntergrenzen absichern.
Geeignet für: Ausgeförderte Anlagen, (neue) Projekte mit PPA, strategische Portfolios
Die Ausfallvergütung ist die Absicherung für Anlagen, die vorübergehend keinen Direktvermarktungsvertrag haben. Sie greift automatisch, wenn der Wechsel zwischen Direktvermarktern noch nicht abgeschlossen ist oder wenn die technischen Voraussetzungen für die Direktvermarktung temporär nicht erfüllt sind.
Die Ausfallvergütung liegt deutlich unter dem anzulegenden Wert – typischerweise bei etwa 80 Prozent. Sie soll nicht als dauerhaftes Vermarktungsmodell dienen, sondern lediglich eine Übergangslösung bieten.
Wichtig: Anlagen in der Ausfallvergütung erhalten keine Marktprämie und sind von der aktiven Teilnahme am Strommarkt ausgeschlossen.
Merkmal | Geförderte DV | Sonstige DV | Ausfallvergütung |
Marktprämie | Ja | Nein | Nein |
Preisrisiko | Niedrig | Hoch | Keines |
Erlöspotenzial | Mittel-Hoch | Sehr hoch | Niedrig |
Geeignet für | EEG-Anlagen | Post-EEG, PPA | Übergang |
Förderanspruch | Erhalten | Aufgegeben/keiner | Erhalten |
Der Einstieg in die Direktvermarktung erfordert die Erfüllung technischer und organisatorischer Voraussetzungen. Diese dienen dazu, eine zuverlässige Prognose und Steuerung der Anlage zu ermöglichen.
Verpflichtende Fernsteuerbarkeit
Heute müssen alle Anlagen, die sich in der Direktvermarktung befinden fernsteuerbar sein. Das bedeutet:
Die Fernsteuerbarkeit wird typischerweise über eine Steuerbox realisiert, die an der Anlage installiert wird und über eine verschlüsselte Verbindung mit dem virtuellen Kraftwerk des Direktvermarkters kommuniziert.
Messstellenausstattung
Für die Direktvermarktung ist eine geeignete Messeinrichtung erforderlich:
Datenübertragung
Der kontinuierliche Datenaustausch zwischen Anlage, Direktvermarkter und Netzbetreiber erfordert:
Die meisten Direktvermarkter stellen die notwendige Steuerbox kostenlos oder gegen eine geringe monatliche Gebühr zur Verfügung. Fragen Sie bei der Angebotsanfrage explizit nach den Kosten für die technische Ausrüstung – häufig ist sie im Dienstleistungsentgelt enthalten.
Registrierung im Marktstammdatenregister
Jede Stromerzeugungsanlage muss im Marktstammdatenregister (MaStR) der Bundesnetzagentur registriert sein. Das Register dokumentiert alle relevanten Anlagendaten und ist Voraussetzung für den Erhalt von EEG-Zahlungen.
Bei der Registrierung werden erfasst:
Bilanzkreis-Zuordnung
Jede Anlage in der Direktvermarktung muss einem Bilanzkreis zugeordnet sein. Der Bilanzkreis ist das virtuelle „Energiekonto“, über das Erzeugung und Verbrauch gegeneinander verrechnet werden.
In der Regel übernimmt der Direktvermarkter die Bilanzkreisverantwortung für seine Kunden. Das bedeutet:
Meldepflichten
Anlagenbetreiber und Direktvermarkter haben verschiedene Meldepflichten gegenüber Netzbetreibern und Behörden:
Die Wirtschaftlichkeit der Direktvermarktung ergibt sich aus mehreren Erlöskomponenten. Das Zusammenspiel dieser Komponenten bestimmt, wie viel ein Anlagenbetreiber tatsächlich verdient.
Der Direktvermarkter verkauft den erzeugten Strom an der Strombörse – primär im Day-Ahead-Markt und im Intraday-Handel an der EPEX SPOT. Der erzielte Preis variiert je nach Tageszeit, Wetterlage, Angebots- und Nachfragesituation.
Durch optimierte Prognosen und geschicktes Handeln können Direktvermarkter höhere Erlöse als den Durchschnittsmarktwert erzielen. Diese Mehrerlöse kommen (je nach Vertragsgestaltung) dem Anlagenbetreiber z.B. im zugut
Die Marktprämie wird monatlich vom Netzbetreiber ausgezahlt und gleicht die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert und dem Referenzmarktwert aus. Bei hohen Börsenpreisen sinkt die Marktprämie – im Extremfall auf null. Bei niedrigen Preisen steigt sie entsprechend.
Rechenbeispiel:
Marktprämie: 7,00 – 5,50 = 1,50 ct/kWh
Anlagen mit steuerbarer Erzeugung können zusätzliche Erlöse generieren:
Windkraftanlage (5 MW Onshore)
Position | Wert |
Jahresertrag | 12.500 MWh |
Durchschnittlicher Börsenerlös | 6,2 ct/kWh |
Marktprämie (Durchschnitt) | 1,3 ct/kWh |
Bruttoerlös | 937.500 € |
Vermarktungskosten | -25.000 € |
Nettoerlös | 912.500 € |
PV-Anlage (750 kWp Gewerbedach)
Position | Wert |
Jahresertrag | 750 MWh |
Durchschnittlicher Börsenerlös | 5,8 ct/kWh |
Marktprämie (Durchschnitt) | 1,8 ct/kWh |
Bruttoerlös | 57.000 € |
Vermarktungskosten | -2.500 € |
Nettoerlös | 54.500 € |
Biogasanlage (500 kW, flexibilisiert auf 1 MW)
Position | Wert |
Jahresstromerzeugung | 4.000 MWh |
Durchschnittlicher Börsenerlös | 6,5 ct/kWh |
Marktprämie (Durchschnitt) | 1,5 ct/kWh |
Flexibilitätsprämie | +40.000 € |
Regelleistungserlöse | +25.000 € |
Bruttoerlös | 385.000 € |
Vermarktungskosten | -15.000 € |
Nettoerlös | 370.000 € |
Der tatsächliche Mehrerlös hängt vom technologiespezifischen Marktwert ab. Windkraftanlagen profitieren häufig stärker, da der Marktwert von Windstrom im Jahresdurchschnitt oft über dem von Solarstrom liegt. In Hochpreisphasen kann der Mehrerlös deutlich höher ausfallen.
Für Bestandsanlagen, die noch Anspruch auf die feste Einspeisevergütung haben, stellt sich die Frage: Lohnt sich der Wechsel?
Kriterium | Einspeisevergütung | Direktvermarktung |
Erlösgarantie | Fest | Mindestens gleich hoch* |
Mehrerlöschance | Keine | Ja (Managementprämie) |
Zusatzerlöse | Keine | Regelleistung möglich |
Administrativer Aufwand | Gering | Gering (via Direktvermarkter) |
Marktintegration | Keine | Vollständig |
Flexibilität | Keine | Monatlich wechselbar |
*Im Marktprämienmodell sind die Erlöse per Definition mindestens so hoch wie die feste Einspeisevergütung. Mehrerlöse entstehen durch optimierte Vermarktung.
Fazit: Für die meisten Bestandsanlagen ist der Wechsel in die Direktvermarktung wirtschaftlich vorteilhaft – und jederzeit rückgängig zu machen.
Die Wahl des Direktvermarkters hat erheblichen Einfluss auf Ihre Erlöse und Ihren administrativen Aufwand. Nicht alle Anbieter sind gleich – wichtige Unterschiede bestehen bei Service, Konditionen und technischer Kompetenz.
*Im Marktprämienmodell sind die Erlöse per Definition mindestens so hoch wie die feste Einspeisevergütung. Mehrerlöse entstehen durch optimierte Vermarktung.
Fazit: Für die meisten Bestandsanlagen ist der Wechsel in die Direktvermarktung wirtschaftlich vorteilhaft – und jederzeit rückgängig zu machen.
Ein professioneller Direktvermarkter übernimmt für Sie:
Vermarktung am Spotmarkt
Prognosemanagement
Bilanzkreisführung
Abrechnung und Reporting
Compliance & Meldepflichten
Erfahrung und Marktposition
Quadra Energy ist mit über 11.000 MW vermarkteter Leistung Deutschlands größter Direktvermarkter und seit über 15 Jahren am Markt.
Technologie und Automatisierung
Die Q.nect-Plattform von Quadra Energy bietet Echtzeit-Einblick in Erzeugung, Preise und Märkte – mobilfähig und intuitiv.
Service und Erreichbarkeit
Zusatzleistungen
Die Vergütung des Direktvermarkters kann unterschiedlich strukturiert sein:
Modell 1: Anteil an der Managementprämie Bei Bestandsanlagen erhält der Direktvermarkter einen vereinbarten Anteil der Managementprämie. Der Rest verbleibt beim Anlagenbetreiber.
Modell 2: Feste Vermarktungspauschale Bei Neuanlagen (ohne separate Managementprämie) wird oft eine feste Pauschale pro MWh vereinbart. Typische Werte liegen bei 0,2-0,5 ct/kWh je nach Anlagengröße und Technologie.
Modell 3: Performance-basierte Vergütung Einige Anbieter bieten erfolgsabhängige Vergütungsmodelle, bei denen sie an Mehrerlösen über dem Referenzmarktwert partizipieren.
Für Windkraftanlagen und Solarparks, deren 20-jährige EEG-Förderung ausläuft, stellt sich die Frage: Wie geht es weiter?
Option 1: Sonstige Direktvermarktung Die Anlage wird weiterhin am Spotmarkt vermarktet, allerdings ohne Marktprämie. Der Erlös entspricht dem reinen Börsenpreis.
Option 2: Power Purchase Agreement (PPA) Ein langfristiger Stromabnahmevertrag mit einem Abnehmer (Unternehmen, Energieversorger) sichert stabile Erlöse über mehrere Jahre.
Option 3: Kombination Viele Betreiber kombinieren eine Spotmarkt-Vermarktung mit teilweiser PPA-Absicherung, um Flexibilität und Planungssicherheit zu verbinden.
Quadra Energy bietet maßgeschneiderte Green PPAs für ausgeförderte Anlagen – mit der Option, weiterhin von hohen Börsenpreisen zu profitieren.
Batteriespeicher eröffnen neue Möglichkeiten in der Direktvermarktung:
QUADRA Energy bietet integrierte Vermarktungskonzepte für Hybridprojekte aus Erzeugung und Speicher.
Der Strommarkt entwickelt sich weiter – und mit ihm die Direktvermarktung:
Contracts for Difference (CfDs): Die Bundesregierung prüft die Einführung symmetrischer Differenzverträge nach britischem Vorbild. Bei diesem Modell würden Erzeuger nicht nur Zuschüsse bei niedrigen Preisen erhalten, sondern auch Überschüsse bei hohen Preisen abgeben.
Regionale Vermarktung: Herkunftsnachweise und Regionalnachweise ermöglichen es, Strom gezielt als regionales Produkt zu vermarkten – mit Preisaufschlägen für nachweisbare lokale Erzeugung.
Sektorkopplung: Die zunehmende Integration von E-Mobilität, Wärmepumpen und Wasserstoffproduktion schafft neue Absatzmärkte und Flexibilitätsoptionen.
Ja, wenn Ihre Anlage nach dem 1.1.2016 in Betrieb genommen wurde und eine installierte Leistung von mehr als 100 kW hat. Für Bestandsanlagen vor diesem Datum ist die Direktvermarktung optional.
Die Kosten variieren je nach Anbieter und Anlagengröße. Typischerweise liegen sie zwischen 0,1 und 0,5 ct/kWh. Bei Bestandsanlagen wird oft ein Anteil der Managementprämie als Vergütung vereinbart.
Ja, ein Wechsel ist jederzeit zum Monatsende möglich. Die Kündigungsfrist beträgt in der Regel einen Monat.
Vom ersten Kontakt bis zum Vermarktungsstart vergehen typischerweise 6-8 Wochen.
Bei vorübergehenden technischen Störungen (z.B. Ausfall der Fernsteuerbarkeit) greift automatisch die Ausfallvergütung. Ein professioneller Direktvermarkter unterstützt Sie bei der schnellen Behebung.
Sie müssen die technischen Voraussetzungen (Fernsteuerbarkeit, Messstellenausstattung) gewährleisten und Änderungen an Ihrer Anlage melden. Die meisten operativen Pflichten übernimmt der Direktvermarkter.
Nein. Im Marktprämienmodell sind Ihre Erlöse per Definition mindestens so hoch wie die feste Einspeisevergütung. Durch optimierte Vermarktung und die Managementprämie können Sie Mehrerlöse erzielen.
Die Abrechnung erfolgt in der Regel monatlich. Im Q.nect-Portal von Quadra Energy haben Sie jederzeit Einblick in Ihre aktuellen Erlöse.
Bei anhaltend negativen Preisen (mehr als 4 aufeinanderfolgende Stunden) kann die EEG-Förderung für diesen Zeitraum entfallen. Ein guter Direktvermarkter minimiert diese Effekte durch proaktive Abregelung.
Ja, das ist möglich und oft wirtschaftlich sinnvoll. Der nicht selbst verbrauchte Strom wird in die Direktvermarktung gegeben.
