Direktvermarktung und Marktprämie: Wie ein Solarpark sein Geld verdient

Wer zum ersten Mal eine Solarpark-Kalkulation liest, stolpert meist über denselben Punkt: Da steht keine feste Einspeisevergütung, sondern ein Geflecht aus Börsenerlösen, Marktprämie und einem „anzulegenden Wert“. Das ist kein Sonderfall, sondern seit Jahren der Normalfall: Praktisch jeder Solarpark in Deutschland verkauft seinen Strom selbst am Markt, und die EEG-Förderung wirkt nur noch als Auffüllung bis zu einem festen Referenzwert. Dieser Beitrag erklärt das Modell Schritt für Schritt: wer den Strom verkauft, wie die Marktprämie rechnet, woher der anzulegende Wert kommt und an welchen Stellen ein Anleger genauer hinsehen sollte.

Was ist Direktvermarktung bei Photovoltaik?

Direktvermarktung heißt: Der Betreiber verkauft den Strom seiner Anlage selbst am Großhandelsmarkt, statt ihn gegen eine feste Einspeisevergütung an den Netzbetreiber abzugeben. Für Anlagen mit mehr als 100 Kilowatt installierter Leistung ist das keine Wahl, sondern Pflicht (§21 EEG); die feste Einspeisevergütung gibt es nur noch für kleine Anlagen bis 100 Kilowatt. Ein Solarpark mit 10 oder 20 Megawatt liegt um den Faktor hundert darüber und war deshalb nie in der Welt der festen Vergütung zu Hause.

Selbst verkaufen bedeutet in der Praxis nicht, dass der Parkbetreiber einen Börsenzugang unterhält. Er beauftragt einen Direktvermarkter: ein spezialisiertes Handelshaus, das die Einspeisung prognostiziert, den Strom im Day-Ahead- und Intraday-Handel an der Börse platziert und die Anlage in seinen Bilanzkreis aufnimmt, also die Verantwortung dafür übernimmt, dass angemeldete und tatsächliche Einspeisung zusammenpassen. Voraussetzung dafür ist, dass die Anlage fernsteuerbar ist (§10b EEG): Der Vermarkter muss die Einspeisung jederzeit abrufen und bei Bedarf reduzieren können. Für Batteriespeicher übernimmt der Direktvermarkter eine ganz andere, aktivere Rolle über mehrere Märkte hinweg; die erklärt Direktvermarktung verstehen: Day-Ahead, Intraday und Regelenergie.

Wie funktioniert das Marktprämienmodell?

Das Marktprämienmodell (§20 EEG) kombiniert den Börsenverkauf mit einer Förderung, die eine einfache Formel hat: Marktprämie = anzulegender Wert minus Monatsmarktwert Solar. Der anzulegende Wert ist der feste Referenzwert der Anlage, meist ihr Zuschlagswert aus der Ausschreibung. Der Monatsmarktwert Solar ist der durchschnittliche Börsenerlös aller Solaranlagen im jeweiligen Monat; die Übertragungsnetzbetreiber berechnen und veröffentlichen ihn monatlich. Liegt der Marktwert unter dem anzulegenden Wert, füllt die Marktprämie die Lücke auf. Liegt er darüber, ist die Prämie null, und die Anlage behält den vollen Börsenerlös; zurückzahlen muss sie nichts. Weil die Prämie mit dem Marktwert Monat für Monat mitwandert, heißt sie gleitende Marktprämie.

Zwei Feinheiten der Formel sind für die Kalkulation wichtig. Erstens rechnet die Marktprämie mit dem Marktwert aller Solaranlagen, nicht mit dem, was der eigene Direktvermarkter tatsächlich erlöst hat. Verkauft er besser als der Durchschnitt, bleibt der Mehrerlös beim Projekt; verkauft er schlechter, geht die Differenz zu dessen Lasten. Zweitens fließt das Geld aus zwei Quellen: Der Direktvermarkter überweist den Börsenerlös abzüglich seines Entgelts, der Netzbetreiber zahlt die Marktprämie. In Summe ergibt das in Monaten mit niedrigem Marktwert ziemlich genau den anzulegenden Wert; er ist der Erlössockel, auf den Banken und Anleger ihre Rechnung bauen.

Woher kommt der anzulegende Wert?

Für Freiflächenanlagen ab einem Megawatt wird der anzulegende Wert im Wettbewerb ermittelt: Die Bundesnetzagentur schreibt mehrmals im Jahr Fördervolumen aus, Projektierer bieten einen Wert in Cent pro Kilowattstunde, und die günstigsten Gebote erhalten den Zuschlag zu ihrem Gebotswert. Seit dem Solarpaket I (2024) dürfen einzelne Gebote bis 50 Megawatt groß sein. Der Zuschlag gilt 20 Jahre ab Inbetriebnahme und ist damit das langfristige Rückgrat der Erlösplanung.

Zur aktuellen Größenordnung: In der Ausschreibung vom März 2026 lag der durchschnittliche mengengewichtete Zuschlagswert bei 4,94 ct/kWh (Spanne 3,99 bis 5,10 ct/kWh), in der Runde vom Juli 2026 bei 4,79 ct/kWh (Spanne 4,38 bis 4,97 ct/kWh). Der zulässige Höchstwert lag zuletzt bei 5,90 ct/kWh. Die Werte sinken seit Jahren tendenziell, weil Modul- und Baukosten gefallen sind und der Wettbewerb um die Volumina hoch bleibt; ein bereits bezuschlagtes Projekt betrifft das nicht, denn sein Wert steht für 20 Jahre fest.

Was ist der Marktwert Solar?

Der Marktwert Solar ist der mengengewichtete durchschnittliche Börsenerlös einer Kilowattstunde Solarstrom im jeweiligen Monat, veröffentlicht auf netztransparenz.de. Er ist die zweite Stellgröße der Marktprämien-Formel und zugleich ihre wichtigste Schwachstelle aus Anlegersicht: Weil alle Solaranlagen zur selben Zeit einspeisen, drücken sie sich gegenseitig den Preis. 2024 lag der Jahresmarktwert bei 4,62 ct/kWh, 2025 bei 4,51 ct/kWh, und innerhalb des Jahres 2025 reichte die Spanne von 1,8 ct/kWh im Juni bis 11,5 ct/kWh im Januar. Solange der Marktwert unter dem anzulegenden Wert liegt, fängt die Marktprämie dieses Absinken auf; getroffen werden vor allem Erlöse oberhalb des Sockels und alle Vermarktung ohne EEG-Bezug. Warum der Marktwert relativ zum übrigen Strompreis fällt und wie weit diese Kannibalisierung gehen kann, ordnet Negative Strompreise: Was sie für PV- und Speicher-Anleger bedeuten ausführlich ein.

Was passiert bei negativen Strompreisen?

In Viertelstunden mit negativem Börsenpreis entfällt für Neuanlagen der Anspruch auf die Marktprämie komplett: Seit dem Solarspitzengesetz gilt das für Anlagen, die seit dem 25. Februar 2025 in Betrieb gegangen sind, ab der ersten negativen Viertelstunde (§51 EEG). Als Ausgleich werden die betroffenen Zeiträume nach §51a EEG hinten an den 20-jährigen Förderzeitraum angehängt; wirtschaftlich ist das wegen des Zeitwerts des Geldes kein voller Ersatz. 2025 war der Preis in 573 Stunden negativ, Tendenz steigend. Für die Erlösplanung heißt das: Der anzulegende Wert ist ein Sockel für die Stunden mit positiven Preisen, kein Rundum-Garantiepreis. Die Mechanik im Detail, samt der Frage, warum ein Batteriespeicher am selben Netzanschluss aus genau diesen Stunden Ladefenster macht, steht in Negative Strompreise: Was sie für PV- und Speicher-Anleger bedeuten.

Was macht der Direktvermarkter und was kostet er?

Der Direktvermarkter übernimmt vier Aufgaben: Er prognostiziert die Einspeisung des Parks, verkauft den Strom im Day-Ahead- und Intraday-Handel, trägt das Bilanzkreis- und Ausgleichsenergierisiko für Prognoseabweichungen und liefert das Abrechnungs- und Meldewesen gegenüber dem Netzbetreiber. Dafür behält er ein Vermarktungsentgelt ein. Belastbare öffentliche Preislisten gibt es nicht; nach Marktbeobachtung liegt das Entgelt für Solarparks in der Größenordnung weniger Zehntel Cent je Kilowattstunde, bei großen Parks im Wettbewerb auch darunter. Gemessen am anzulegenden Wert von knapp 5 ct/kWh ist es damit ein kleiner, aber verhandelbarer Kostenblock.

Fällt der Direktvermarkter aus oder ist vorübergehend keiner beauftragt, greift eine Rückfallebene: Der Netzbetreiber nimmt den Strom in der sogenannten Ausfallvergütung ab, allerdings nur zu 80 Prozent des anzulegenden Werts und zeitlich begrenzt auf höchstens sechs Monate im Kalenderjahr (§21 EEG). Die Ausfallvergütung ist als Übergangslösung gedacht, nicht als Betriebsmodell; ein Projekt, das dauerhaft darin steckt, verschenkt ein Fünftel seines Erlössockels. Für die Projektprüfung ist deshalb interessant, wer der Vermarktungspartner ist, wie lange der Vertrag läuft und was bei dessen Kündigung passiert.

Marktprämie, PPA oder Merchant: Wie sichern Solarparks ihre Erlöse?

Die Marktprämie ist der häufigste, aber nicht der einzige Weg, Solarpark-Erlöse zu strukturieren. Drei Grundmodelle stehen nebeneinander: das EEG-Modell mit Zuschlagswert und gleitender Marktprämie, der langfristige Stromabnahmevertrag mit einem Unternehmen oder Versorger (PPA) und die reine Marktvermarktung ohne Absicherung, im Jargon Merchant. In der Praxis kombinieren viele Projekte diese Bausteine: Ein Teil der Produktion läuft über den EEG-Zuschlag oder einen PPA als Sockel, der Rest marktnah. Der EEG-Sockel hat dabei einen strukturellen Vorzug, den kein privater Vertrag bietet: 20 Jahre Laufzeit ohne Gegenparteirisiko. PPAs sind dafür verhandelbar und auch für Anlagen ohne Zuschlag verfügbar; wie ihre Preisstrukturen und Risiken aussehen, erklärt PPA verstehen: Wie Stromabnahmeverträge die Erlöse eines Solarparks planbar machen.

Was heißt das für Anleger?

Für die Beurteilung eines Solarpark-Investments ist das Marktprämienmodell eine gute Nachricht mit Fußnoten. Die gute Nachricht: Ein bezuschlagtes Projekt hat einen 20 Jahre laufenden, staatlich abgesicherten Erlössockel, der nicht an der Bonität eines Abnehmers hängt. Die Fußnoten: Der Sockel gilt nur in Stunden mit positiven Preisen, er sagt nichts über Erlöse oberhalb des anzulegenden Werts, und zwischen Anspruch und Auszahlung stehen Prognosegüte und Konditionen des Direktvermarkters. Konkrete Prüffragen an jeden Anbieter: Mit welchem anzulegenden Wert und welchem Marktwertverlauf ist kalkuliert? Wie viele unvergütete Negativstunden sind unterstellt? Welcher Anteil der Erlöse ist Sockel, welcher Marktannahme? Und was kostet die Vermarktung? Wer die Antworten mit den öffentlichen Zahlen aus diesem Beitrag abgleicht, erkennt eine zu optimistische Erlösprognose schnell.

Unabhängig von der Erlösseite bleibt bei einer unternehmerischen Direktbeteiligung der zweite Hebel die Steuerseite: Über den Investitionsabzugsbetrag nach §7g EStG lässt sich ein erheblicher Teil der Investition vorziehen und mit dem Spitzensteuersatz verrechnen; wie das konkret rechnet, zeigt IAB nach §7g EStG: Beispielrechnung für Batteriespeicher. Beides zusammen, belastbarer Erlössockel und Steuerstruktur, gehen wir in einem unverbindlichen Erstgespräch an realen Projektzahlen durch.