Direktvermarktungsvertrag beim Solarpark: was Anleger vor der Unterschrift prüfen sollten

Für Anlagen über 100 Kilowatt gibt es keine feste Einspeisevergütung mehr (§ 21 Abs. 1 S. 1 Nr. 1 EEG). Ein Solarpark muss seinen Strom deshalb direkt vermarkten. Das übernimmt ein Direktvermarkter: Er prognostiziert die Einspeisung, verkauft den Strom an der Börse, trägt die Abweichungen im Bilanzkreis und rechnet ab. Wie das Marktprämienmodell grundsätzlich funktioniert, erklärt Direktvermarktung und Marktprämie.

Hier geht es um den Vertrag dazwischen. Er wird beim Direktinvestment oft schon vom Projektentwickler verhandelt und mit dem Park übergeben. Gelesen wird er selten, obwohl er über einen Großteil der Einnahmen entscheidet.

Wer zahlt einem Solarpark eigentlich was?

Zwei Zahler, zwei Rechtsgrundlagen. Der Anspruch auf die Marktprämie richtet sich gegen den Netzbetreiber (§ 19 Abs. 1 Nr. 1 EEG). Für Anlagen mit Inbetriebnahme oder Zuschlag ab 2023 ist sie die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert und dem Jahresmarktwert Solar, sofern sie positiv ist (Anlage 1 Nr. 4.1.2 EEG). Den Börsenerlös für den gelieferten Strom zahlt dagegen der Direktvermarkter. Er ist im EEG gar nicht Schuldner der Förderung.

Wie sich das verteilt, hängt am Abstand zwischen anzulegendem Wert und Marktwert. 2025 lag der Jahresmarktwert Solar bei 4,508 Cent je Kilowattstunde, der durchschnittliche Zuschlag im ersten Segment im Juli 2026 bei 4,79 Cent. Die Prämie ist dann klein. Unsere Rechnung je Megawatt eines Parks mit Zuschlag; einen Zuschlag brauchen Solarparks des ersten Segments erst ab mehr als 1 MW (§ 22 Abs. 3 EEG):

Der Börsenerlös liegt mit 6,51 Cent je vergüteter Kilowattstunde über dem Jahresmarktwert, weil der Park in den Stunden mit negativem Preis abgeregelt wird. Dort gibt es für Anlagen mit Inbetriebnahme ab dem 25.02.2025 auch keine Prämie (§ 51 Abs. 1 EEG). Was im Jahresmarktwert steckt und warum er sinkt, steht in Marktwert Solar und Kannibalisierung. Für Anleger folgt daraus: Die staatliche Absicherung nach unten ist echt, aber das meiste Geld kommt von einem privaten Vertragspartner.

Wie viel Geld steht beim Direktvermarkter offen?

Etwa ein bis zwei Monatserlöse, je nach Zahlungsziel. Der Vermarkter verkauft den Strom laufend und rechnet danach ab. Nehmen wir als Annahme an, dass er im Folgemonat zahlt: Dann sind im Zahlungslauf stets der laufende und der abgelaufene Monat offen. Im Jahr 2025 schwankten die Börsenerlöse je MWp zwischen 1.933 Euro im Dezember und 7.350 Euro im Juli. Die teuersten zwei Folgemonate waren Juli und August mit zusammen 12.660 Euro, gut ein Viertel des Jahreserlöses.

Bei einem Park mit 10 MWp sind das rund 127.000 Euro, die im ungünstigsten Moment beim Vermarkter liegen. Dazu kommt, dass Sommermonate nicht automatisch die stärksten sind: Juni 2025 brachte wegen vieler negativer Stunden weniger als März. Ein langes Zahlungsziel oder eine Abrechnung erst nach Quartalsende vergrößert diesen Betrag entsprechend.

Was passiert, wenn der Direktvermarkter ausfällt?

Dann nimmt der Netzbetreiber den Strom vorübergehend in der Ausfallvergütung ab (§ 21 Abs. 1 S. 1 Nr. 3 EEG). Der Gesetzgeber hat sie ausdrücklich für den Fall geschaffen, dass Betreiber nicht direkt vermarkten können, etwa bei einer Insolvenz ihres Direktvermarkters (BT-Drs. 18/1304, S. 91). Sie hat drei Grenzen:

• Höhe: Der anzulegende Wert verringert sich um 20 Prozent, solange die Ausfallvergütung in Anspruch genommen wird (§ 53 Abs. 3 EEG). In Viertelstunden mit negativem Preis ist er wie sonst null (§ 51 Abs. 1).
• Dauer: höchstens drei aufeinanderfolgende Kalendermonate und insgesamt sechs Kalendermonate im Jahr. Wer länger bleibt, bekommt für den ganzen Monat nichts; zusätzlich fallen 10 Euro je Kilowatt und Monat an (§ 21 Abs. 1 S. 1 Nr. 3, § 52 Abs. 1 Nr. 5 und Abs. 2).
• Frist: Der Wechsel in die Ausfallvergütung ist dem Netzbetreiber bis zum fünftletzten Werktag des Vormonats mitzuteilen (§ 21c Abs. 1 S. 2). Gewechselt wird immer zum Monatsersten (§ 21b Abs. 1 S. 2).

„Minus 20 Prozent“ klingt nach einem überschaubaren Abschlag. Gerechnet auf 2025 war er deutlich größer, weil der Park über den Marktweg mehr bekam als den anzulegenden Wert:

In keinem Monat des Jahres 2025 hätte die Ausfallvergütung mehr gebracht als der Marktweg. Sie ist eine Brücke für wenige Wochen, kein Ersatz. Deshalb gehört in die Prüfung, wie schnell ein neuer Vermarkter einspringen kann. Das Gesetz lässt den Wechsel des Vermarkters jederzeit zu (§ 21b Abs. 4 Nr. 1 EEG). Die Fernsteuerbarkeit muss gegenüber dem neuen Vermarkter erst ab dem zweiten Kalendermonat nach dessen Meldung beim Netzbetreiber stehen (§ 10b Abs. 1 S. 4). Bremsen kann aber der alte Vertrag.

Was gilt, wenn der Direktvermarkter insolvent wird?

Dann entscheidet zunächst der Insolvenzverwalter, ob er den Vertrag weiter erfüllt (§ 103 InsO). Fordert ihn der Betreiber dazu auf, muss er sich unverzüglich erklären; tut er das nicht, kann er auf Erfüllung nicht mehr bestehen. Offene Zahlungen für schon gelieferten Strom sind in der Regel Insolvenzforderungen, kommen also nur mit der Quote zurück.

Eine Klausel, die den Vertrag schon beim Insolvenzantrag automatisch beendet, hilft wenig. Vereinbarungen, die das Wahlrecht des Verwalters im Voraus ausschließen, sind unwirksam (§ 119 InsO); der BGH hat das für insolvenzabhängige Lösungsklauseln in Verträgen über die fortlaufende Lieferung von Energie ausdrücklich so entschieden (Urteil vom 15.11.2012, IX ZR 169/11). Später hat er Ausnahmen zugelassen, aber nur zugunsten von Sach- oder Dienstleistungsgläubigern; zugunsten eines Geldleistungsgläubigers bleibt eine solche Klausel regelmäßig unwirksam (Urteil vom 27.10.2022, IX ZR 213/21). Der Anleger liefert Strom und bekommt Geld, er steht also auf dieser Seite. Ob ein Direktvermarktungsvertrag stattdessen als Geschäft mit Börsenpreis unter § 104 InsO fällt, hat bisher kein Gericht entschieden. Wirksam bleiben Kündigungsrechte, die an etwas anderes anknüpfen als den Insolvenzantrag, etwa an einen Zahlungsverzug.

Praktisch schützen deshalb drei Dinge: ein kurzes Zahlungsziel, eine Sicherheit des Vermarkters (etwa eine Bankbürgschaft in Höhe von ein, zwei Monatserlösen) und ein Kündigungsrecht bei Zahlungsverzug, das schnell greift. Wie sich die Insolvenz von Anbieter oder Betreiber auf ein Direktinvestment auswirkt, behandelt Insolvenz von Anbieter oder Betreiber: Was dann mit Ihrem Direktinvestment passiert.

Wie wird der Direktvermarkter bezahlt und was macht das aus?

Über ein Entgelt, das er vom Börsenerlös abzieht. Eine gesetzliche Vorgabe zur Höhe gibt es nicht, auch keine amtliche Statistik. Der Gesetzgeber hat die Kosten der Vermarktung seit 2014 in den anzulegenden Wert eingepreist; eine eigene Managementprämie gibt es nicht mehr (BT-Drs. 18/1304, S. 91). Üblich sind ein fester Betrag je Megawattstunde, ein Abschlag auf einen Referenzpreis oder eine Beteiligung an Mehrerlösen; oft kombiniert.

Für die Größenordnung eine eigene Sensitivität, ausdrücklich keine Marktpreise:

Jeder Euro je Megawattstunde kostet je MWp also rund 750 Euro im Jahr. Das ist verhandelbar und gehört in den Vergleich zweier Angebote. Teurer als ein höheres Entgelt ist aber meist eine schlechtere Abrechnungsgrundlage oder ein Vermarkter, der ausfällt.

Gegen welchen Preis rechnet der Direktvermarkter ab?

Diese Klausel bewegt am meisten Geld. Verträge regeln sie unterschiedlich. Grob gibt es zwei Wege. Entweder zahlt der Vermarkter den tatsächlichen Börsenpreis der Viertelstunden, in denen der Park eingespeist hat, abzüglich Entgelt. Dann trägt der Anleger das Profil seines Parks: Speist er vor allem mittags ein, bekommt er die niedrigen Mittagspreise. Oder der Vermarkter zahlt einen festen Bezug, etwa den amtlichen Marktwert Solar abzüglich eines Abschlags. Dann trägt er das Profil- und Prognoserisiko und lässt es sich im Abschlag bezahlen.

Welcher Weg besser ist, hängt am Park. Eine Ost-West-Anlage, die morgens und abends mehr liefert, verdient am tatsächlichen Preis mehr als der Durchschnitt; eine Südanlage mit hoher Mittagsspitze eher weniger. Wichtig ist vor allem, dass Anbieter und Erlösprognose dieselbe Grundlage verwenden. Wie die Ausrichtung auf den Erlös wirkt, zeigt Süd, Ost-West oder vertikal: Welche Auslegung eines Solarparks sich für Anleger rechnet.

Wer regelt den Park bei negativen Preisen und im Redispatch ab?

Bei negativen Preisen in der Regel der Direktvermarkter, aber nur, weil der Vertrag es so vorsieht. Das EEG verlangt, dass er die Ist-Einspeisung abrufen und die Leistung fernsteuern kann; der Betreiber muss ihm die Befugnis dazu einräumen (§ 10b Abs. 1 S. 1 EEG). Eine gesetzliche Pflicht, bei negativen Preisen abzuregeln, gibt es nicht. Für neue Anlagen entfällt in diesen Viertelstunden aber der Anspruch auf Förderung (§ 51 Abs. 1). Wer trotzdem einspeist, verkauft zu einem negativen Preis. Der Vertrag sollte deshalb festlegen, ab welchem Preis abgeregelt wird und wer die Kosten trägt, wenn das zu spät geschieht. Die Mechanik der Negativpreisregel erklärt Negative Strompreise: Was sie für PV- und Speicher-Anleger bedeuten.

Beim Redispatch regelt der Netzbetreiber ab, nicht der Vermarkter. Den bilanziellen Ausgleich bekommt der Bilanzkreis, in der Praxis also der Vermarkter; der finanzielle Ausgleich für entgangene Einnahmen läuft zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber (§ 13a Abs. 1a und 2 EnWG). Die Datenlieferung übernimmt häufig der Vermarkter als sogenannter Einsatzverantwortlicher; die Pflicht dazu bleibt beim Betreiber (BNetzA, Festlegung BK6-20-059). Im Vertrag sollte stehen, ob der Vermarkter diese Rolle übernimmt und was sie kostet. Wie die Entschädigung berechnet wird, steht in Abregelung beim Solarpark: wann der Netzbetreiber zahlt und wann nicht.

Wie lange läuft der Vertrag und was gilt beim Kauf eines Parks?

Die Laufzeit ist frei verhandelt; das EEG schreibt nur vor, dass der Wechsel der Veräußerungsform zum Monatsersten geht und dem Netzbetreiber vorher mitzuteilen ist (§ 21b Abs. 1 S. 2, § 21c Abs. 1 S. 1). Den Vermarkter selbst darf der Betreiber nach dem Gesetz jederzeit wechseln. Ob er das darf, ohne den alten Vertrag zu brechen, regelt allein dieser Vertrag. Kurze Laufzeiten mit automatischer Verlängerung geben Flexibilität, mehrjährige Verträge oft bessere Konditionen. Wer einen Anteil in einen PPA geben will, braucht dafür eine Öffnung im Vertrag; das EEG erlaubt die prozentuale Aufteilung auf mehrere Veräußerungsformen (§ 21b Abs. 2). Mehr dazu in PPA verstehen: Wie Stromabnahmeverträge die Erlöse eines Solarparks planbar machen.

Beim Direktinvestment kommt ein Sonderfall hinzu: Der Anleger übernimmt einen Park, für den der Entwickler den Vertrag schon geschlossen hat. Die Vertragsübernahme braucht die Zustimmung des Vermarkters. Vor dem Kauf sollte deshalb feststehen, ob der Vertrag übergeht, ob der Vermarkter zugestimmt hat und ob es ein Sonderkündigungsrecht für den Betreiberwechsel gibt. Welche Unterlagen beim Kauf einer laufenden Anlage dazugehören, zeigt Bestandssolarpark oder Neubau: Was ändert sich, wenn die Anlage schon läuft?.

Welche Klauseln gehören in einen Direktvermarktungsvertrag?

Was sollte man am Vertrag nicht überbewerten?

• Das Entgelt allein. Ein Zehntel Cent mehr oder weniger ist sichtbar, aber Abrechnungsgrundlage und Zahlungsziel wiegen meist schwerer.
• Die Marke des Vermarkters. Bonität ist wichtig, aber Sicherheiten und Kündigungsrechte schützen auch dann, wenn sich die Lage eines Vertragspartners ändert.
• Die eigene Verhandlungsmacht. Bei einem einzelnen Park schließt oft der Entwickler für viele Parks ab und erzielt bessere Konditionen als ein einzelner Anleger. Dann zählt, dass der Vertrag offengelegt wird und übergeht.
• Die Ausfallvergütung. Sie ist eine Brücke für den Wechsel, keine Absicherung des Erlöses.

Welche Fragen stellen Sie dem Anbieter zum Direktvermarktungsvertrag?

• Wer ist der Direktvermarkter, seit wann vermarktet er Solarparks? Liegt der Vertrag vollständig vor?
• Gegen welchen Preis wird abgerechnet? Verwendet die Erlösprognose dieselbe Grundlage?
• Wie hoch ist das Entgelt? Welche Kosten kommen für Fernsteuerung, Redispatch oder Prognoseabweichungen hinzu?
• Wann wird gezahlt? Gibt es eine Sicherheit des Vermarkters? Was gilt bei Zahlungsverzug?
• Ab welchem Preis wird abgeregelt? Wer haftet, wenn es zu spät geschieht?
• Wie lange läuft der Vertrag? Geht er beim Kauf auf mich über? Hat der Vermarkter zugestimmt?
• Welcher Vermarkter könnte im Ausfall übernehmen, und wie schnell?

Wie wir den Direktvermarktungsvertrag in der Projektprüfung einordnen

Wir lassen uns den Vertrag vor der Reservierung vorlegen und gleichen ihn mit der Erlösprognose ab: dieselbe Abrechnungsgrundlage, dasselbe Entgelt, dieselbe Annahme für negative Stunden. Dann prüfen wir, wie lange Geld beim Vermarkter liegt, ob es eine Sicherheit gibt und ob der Vertrag mit dem Park auf den Anleger übergeht. Was nach der Übergabe an Abrechnungen und Berichten kommt, beschreibt Was nach dem Closing passiert: Reporting, Asset-Management und warum ein Partner kein Vermittler ist. Genau das prüfen wir in einem unverbindlichen Erstgespräch. Renditezusagen geben wir dabei keine.