Direktvermarktung von PV-Strom nach EEG 2021/ 2023

Wie funktioniert die direkte Vermarktung von PV Strom? Wie regelt das aktuelle EEG die Direktvermarktung? Wie viel bekomme ich für meinen Strom bei direktem Verkauf?

PV-Anlagenbetreiber:innen können wählen, ob sie die gesetzlich garantierte Einspeisevergütung gemäß EEG in Anspruch nehmen oder sie ihre Stromerzeugung direkt vermarkten, also direkt an eine:n Käufer:in liefern. Die Direktvermarktung von PV-Strom ist jedoch an gewisse Regelungen gebunden, die vom EEG vorgegeben werden.

Neben dem Eigenverbrauch von Solarstrom oder der vollständigen Einspeisung ins Stromnetz wird die Direktvermarktung des eigenen PV-Stroms immer attraktiver. Der Unterschied zum Eigenverbrauch besteht darin, dass man jedoch das Stromnetz in Anspruch nimmt oder Erzeuger und Verbraucher nicht dieselbe (juristische) Person sind.

Eine Möglichkeit der Direktvermarktung stellt die sogenannte Vor-Ort-Vermarktung dar. Dabei verkaufen, Betreiber:innen von PV-Anlagen ihren überschüssigen Solarstrom an z. B. Nachbarn, die Kommune oder in der Nähe befindliche Betriebe.

Direktvermarktung PV-Strom Preis: Diese Vor-Ort-Vermarktung hat den Vorteil, dass die Anlagenbetreiber:innen einen höheren Preis als die Einspeisevergütung erhalten. Abnehmer:innen werden selbst weniger für den Solarstrom zahlen als beim Bezug vom Stromanbieter.

Bei einer sogenannten Eigenvermarktung über das öffentliche Netz wird der Strom entweder an ein Stromhandelsunternehmen oder an wiederum an in der Nähe gelegene Abnehmer:innen geliefert. Dabei entfällt jedoch die Netzentgeltbefreiung und die Anlagenbetreiber:innen müssen Pflichten zur Wetterprognose einhalten, damit der Netzbetreiber das Netz stabil halten kann. Aus energierechtlicher Sicht werden PV-Anlagenbetreiber:innen zudem zu einem EVU im Sinne des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG). Folglich müssen sie auf jede verkaufte Kilowattstunde die Netzentgelte an die Netzbetreiber bzw. die Konzessionsabgabe an die Kommune abführen.

Direktvermarktung PV-Strom Anbieter: Daher wird die Eigenvermarktung in aller Regel von spezialisierten Dienstleistern (Direktvermarktern) übernommen, die neben der Stromvermarktung auch den damit verbundenen Verwaltungsaufwand übernehmen.

Mit der EEG-Novelle 2012 wurde für PV- und andere EEG-Anlagenbetreiber die Möglichkeit zur sogenannten Direktvermarktung von PV-Strom eingeräumt.

Zu dieser direkten Vermarktung des in der Solaranlage erzeugten Stroms stehen den PV-Betreibenden nach EEG 2021 (und EEG 2023) grundsätzlich zwei verschiedene Möglichkeiten zur Verfügung:

• Marktprämie nach § 20 EEG
• Sonstige Direktvermarktung von PV-Strom an Dritte ohne EEG-Förderung nach § 21a EEG

Aus diesen Direktvermarktungsmöglichkeiten kann der Solaranlagenbetreiber je nach Risikobereitschaft die für ihn günstigste Form der direkten Vermarktung wählen oder aber weiterhin seine Anlagen im Rahmen der gesetzlich garantierten Einspeisevergütung betreiben.

Zudem kann der Anlagenbetreiber die Option der Direktvermarktung von PV-Strom monatsweise wählen, d. h. ein Wechsel zwischen verschiedenen direkten Vermarktungsoptionen oder die Rückkehr in das risikoärmere System der garantierten Einspeisevergütung ist jeweils zu Beginn eines Monats unter Einhaltung einer Ankündigungsfrist von mindestens einem Monat gegenüber dem Netzbetreiber möglich.

Durch die Direktvermarktungsmöglichkeiten des EEG haben sich viele Vermarkter entwickelt, die den Wettbewerb auf dem immer noch oligopolistisch geprägten Strommarkt verstärken. Das Modell der Direktvermarktung von PV-Strom nimmt daher eine wichtige Brückenfunktion hin zu einem wettbewerbsfähigen Marktfür Erneuerbare Energien ein.

Darüber hinaus fördert die Direktvermarktung von PV-Strom die Optimierung von Systemen, die eine Regelbarkeit volatiler Energien ermöglichen, und somit zu einer Marktfähigkeit der Anlagen sowie zu einer besseren Kommunikation zwischen Händlern, Dienstleistern, Netzbetreibern und Anlagenbetreibern beitragen. So konnten z. B. die Prognosen für die schwankende Erzeugungdurch Einspeisemanagement aus Wind- und Solaranlagen verbessert und die damit verbundenen Prognosekosten gesenkt werden.

Auch wenn u.a. Photovoltaikanlagen weiterhin bei der Direktvermarktung von PV-Strom eine Förderung über die Marktprämie erhalten, so bietet dieses Vermarktungsmodell Anbietern die Möglichkeit, Markterfahrungen zu sammeln, ein marktgerechtes Verhalten auszubilden und eine höhere Rendite als durch die Einspeisevergütung zu erzielen. Zudem ergeben sich bei der direkten Vermarktung mit zunehmender Leistung und Flexibilität der Anlagenbetriebsführung weitere Chancen im Rahmen des Portfoliomanagements zum Nutzen des Anlagenbetreibers.

Die grundlegenden Regelungen einer direkten Vermarktung von PV-Strom entstammen der EEG-Novelle aus dem Jahr 2012. Hier erhielten Anlagenbetreiber das erste Mal die Möglichkeit, ihren Solarstrom nicht mehr nur per Einspeisevergütung "zu vertreiben", sondern den Strom an Stromhändler direkt zu verkaufen oder Lieferverträge mit direkten Abnehmern abzuschließen (§ 33a - i EEG 2012).

Da allerdings die alleinige Direktvermarktung keine Rentabilität der PV-Anlage sicherstellt, wurde im EEG 2012 eine "gleitende Marktprämie" eingeführt. Diese Prämie entspricht der Höhe der Differenz zwischen dem Marktwert des Stroms aus der Photovoltaikanlage und der jeweilig geltenden EEG-Einspeisevergütung.

Zudem regelte das EEG 2012, dass der Anlagenbetreiber jeden Monat zwischen den Vermarktungsformen wählen kann. Für die Zeit der Direktvermarktung von PV-Strom und dem daraus resultierenden Mehraufwand bekommt der PV-Besitzer außerdem die sogenannte Managementprämie, die jedes Jahr reduziert wird, sodass gegenüber der festen Einspeisevergütung zusätzliche Mehrerlöse erzielt werden können.

Eine bedarfsgerechte Einspeisung, d.h. wenn der Stromverbrauch hoch ist und die Einspeisung aus Windenergie- und Solarstromanlagen niedrig ist, kann die zusätzlichen Erlöse weiter steigern. Dadurch sollen die Anlagenbetreiber einen Anreiz erhalten, in die Direktvermarktung zu wechseln.

Mit Inkrafttreten der EEG-Novelle zum 01. August 2014 wurde die zunächst optionale Direktvermarktung verpflichtend für PV-Anlagen ab einer Leistung von 500 kW eingeführt. Diese Verpflichtung zur Direktvermarktung gilt ab 1. Januar 2016 auch für Neuanlagen ab einer Leistung von 100 kW.

Zukünftig müssen die Betreiber von PV-Anlagen dieser Leistungsgröße den erzeugten Solarstrom grundsätzlich entweder selbst oder über einen Dienstleister direkt vermarkten. Eine Einspeisevergütung wird nicht mehr gezahlt. Bei Bestandsanlagen verändern sich die bisherigen Regelungen zur Direktvermarktung nicht.

Neben dem wie bisher bei der optionalen Direktvermarktung erzielten Erlös aus dem Verkaufspreis des Stroms wird zusätzlich eine Förderung in Form der gleitenden Marktprämie als Aufschlag auf den durchschnittlichen Börsenpreis gezahlt, sofern die Solaranlage über eine Fernsteuerbarkeit verfügt. Die bisherige Managementprämie entfällt dafür. Die gleitende Marktprämie soll den Mehraufwand der Direktvermarktung kompensieren und beträgt 0,4 Cent pro Kilowattstunde.

Laut Erfahrungsbericht nach § 97 EEG (EEG-Erfahrungsbericht) kommt die Stromproduktion aus Solarenergie im Jahr 2017 auf einen Direktvermarktungsanteil von über 20 Prozent. Dieser Anteil setzt sich weit überwiegend aus Solaranlagen mit einer Leistung über 1.000 kW zusammen. Ca. 5.700 MW installierter Solaranlagen-Leistung in der Direktvermarktung können dem Anlagensegment 2 bis 10 MW zugeordnet werden, das entspricht einem Anteil von knapp 60 Prozent; das Anlagensegment kleiner 1 MW trägt mit rund 1.400 MW bzw. zu knapp 15 Prozent installierter Leistung zur direkt vermarkteten Solaranlagen-Leistung bei. Das Anlagensegment 100 bis 500 kW nimmt nur mit einem geringen Anteil teil und wurde in den Jahren 2015 und 2016 auch deutlich weniger zugebaut, wobei sich der Zubau 2017 wieder erholt hat.

§ 51 EEG 2017 regelt negative Preise von zusammengefassten Anlagen mit Inbetriebnahmedatum ab 1. Januar 2016 ab 500 kW. Treten an mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negative Börsenstrompreise auf, entfällt nach § 51 EEG 2017 der EEG-Zahlungsanspruch für diese Anlagen.

Läuft die gesetzlich garantierte 20 jährige EEG-Vergütung des eingespeisten PV-Stroms einer Anlage aus, so ist ein Weiterbetrieb nach den gültigen Richtlinien möglich und erwünscht. Wird eine Photovoltaik-Anlage nach dem Auslaufen der Förderung einfach weiterbetrieben, so wird diese nach dem Marktwert Solar vergütet.

Für ausgeförderte Solaranlagen (Ü20-Anlagen) bis 100 kW bildet seit 2021 der Jahresmarktwert Solar die Bemessungsgrundlage für die weitere Förderung. Ü20-Anlagenbetreiber:innen erhalten eine verringerte Einspeisevergütung für Solaranlagen bis 100 kW installierter Leistung bis endgültig 31.12.2027.

Anlagenbetreiber:innen, die die Einspeisevergütung in Anspruch genommen haben, müssen nichts weiter tun. Die Vergütung nach Marktwert Solar erfolgt nahtlos.

Wer in die „sonstige Direktvermarktung“ gemäß § 21b Abs. 1 Satz 1 Nr. 4 EEG wechseln möchte, der muss den Wechsel form- und fristgerecht melden. Dies ist gemäß § 21b Abs. 1 Satz 2 EEG immer zum ersten Kalendertag eines Monats möglich. Gemäß § 21c Abs. 1 EEG muss der Wechsel dem Netzbetreiber dann vor Beginn des jeweils vorangehenden Kalendermonats mitgeteilt werden.

Beim Wechsel muss sich zudem ein Direktvermarkter vertraglich verpflichten, den ins Netz eingespeisten PV-Strom abzunehmen. Der Bilanzkreis des Direktvermarkters muss dann beim Wechsel in die sonstige Direktvermarktung angegeben werden.

Auch technisch erfordert der Wechsel in die sonstige Direktvermarktung Anpassungen: Denn da der Solarstrom nach § 21b Abs. 3 EEG im Viertelstundentakt gemessen werden muss, muss der Anlagenbetreiber i.d.R. einen neuen Zähler anschaffen. Mit den bestehenden Zählern ist eine Viertelstundentakt-Messung häufig nicht möglich. Aufgrund dieser Anschaffungs- und höheren Betriebskosten kann es sein, dass sich ein Weiterbetrieb von Kleinanlagen in der sonstigen Direktvermarktung nicht lohnt.