Direktvermarktung von PV-Strom im Gewerbe: Pflicht, Modelle und Kosten im Vergleich

Key Takeaways

• Direktvermarktung ist für alle PV-Anlagen ab 100 kWp seit 2016 gesetzlich Pflicht (sunshineenergy.de, 2026).
• Der durchschnittliche Marktwert Solar lag 2025 bei 4,508 ct/kWh, mit starken saisonalen Schwankungen (Logic Energy, 2026).
• Bis April 2026 waren bereits 27,8 GW Solarleistung direktvermarktet, Teil von insgesamt 101,4 GW aller Erneuerbaren (next-kraftwerke.de, 2026).
• Bis zu 18,4 % der potenziellen Einspeiseerlöse 2024 wären unter den neuen Solarspitzengesetz-Regeln nicht vergütet worden (Grant Thornton, 2025).

Die Direktvermarktung betrifft heute weit mehr Anlagen als nur große Solarparks (sunshineenergy.de, 2026). Für Gewerbekunden ist die Wahl des richtigen Modells inzwischen eine wirtschaftliche Entscheidung, statt einer Pflichtübung. Dieser Vergleich zeigt dir, wann Direktvermarktung gilt, wie Marktprämie und PPA funktionieren und was das Solarspitzengesetz verändert.

Ab wann ist Direktvermarktung für PV-Anlagen Pflicht?

Seit dem 1. Januar 2016 gilt: PV-Anlagen ab 100 kWp installierter Leistung müssen ihren Strom direkt vermarkten (sunshineenergy.de, 2026). Unterhalb dieser Grenze bleibt die feste Einspeisevergütung erlaubt, wird aber zunehmend unattraktiv.

Für ein Gewerbedach heißt das konkret: Eine 150-kWp-Anlage kommt an der Direktvermarktung nicht vorbei. Eine 80-kWp-Anlage kann frei wählen. Maßgeblich ist die installierte Leistung der einzelnen Anlage, nicht der Jahresertrag oder die Dachfläche.

Anlagen über 750 kWp haben eine zusätzliche Hürde. Sie unterliegen der EEG-Ausschreibungspflicht und müssen sich den Vergütungsanspruch erst über eine Bundesnetzagentur-Ausschreibung sichern. Das betrifft vor allem Freiflächenanlagen und große Industriedächer.

Unabhängig vom Vermarktungsmodell bleibt die Meldung im Marktstammdatenregister Pflicht. Ohne vollständige Registrierung zahlt der Netzbetreiber weder Marktprämie noch Einspeisevergütung aus, unabhängig davon, welches Modell später gewählt wird. Diese Meldung sollte deshalb vor Vertragsverhandlungen mit einem Direktvermarkter abgeschlossen sein.

Direktvermarktung im Überblick: Marktprämie, PPA und Spotmarkt im Vergleich

Drei Vermarktungswege stehen Gewerbe-PV-Anlagen ab 100 kWp zur Wahl. Sie unterscheiden sich deutlich in Risiko, Aufwand und Vergütungsstruktur, wie die folgende Übersicht zeigt.

Das Marktprämienmodell bildet dabei den Standardweg für die meisten Gewerbeanlagen. Es kommt dem früheren EEG-Vergütungsniveau am nächsten und startet ohne komplexe Vertragsverhandlung. PPA-Modelle lohnen sich vor allem, wenn Planungssicherheit über viele Jahre wichtiger ist als kurzfristige Marktoptimierung.

Insgesamt wuchs die direktvermarktete Kapazität in Deutschland spürbar: von 85,2 GW im Januar 2024 auf 101,4 GW im April 2026, über alle Erneuerbaren hinweg (next-kraftwerke.de, 2026). Solarstrom trug daran bereits Ende 2024 mit 27,8 GW einen wachsenden Anteil, vor Biogas mit 7,4 GW und Offshore-Wind mit 6,6 GW (next-kraftwerke.de, 2026). Der weit größte Block bleibt Onshore-Wind mit 50,0 GW, was zeigt, wie jung die Solar-Direktvermarktung im Vergleich noch ist.

Was solltest du vor der Wahl des Vermarktungsmodells klären?

Bevor du dich für ein Modell entscheidest, brauchst du bestimmte Angaben die entscheiden, welche Modelle überhaupt zulässig und sinnvoll sind.

Was du bereithalten solltest:

• Installierte Leistung in kWp laut Anlagenzertifikat oder Planungsunterlagen
• Geplantes Inbetriebnahmedatum
• Lastprofil oder Jahresverbrauch des Standorts, falls Eigenverbrauch relevant ist
• Restlaufzeit einer bestehenden EEG-Förderung bei Bestandsanlagen
• Zeitaufwand: meist ein bis zwei Gespräche mit potenziellen Direktvermarktern

Für die technische Anlagenplanung davor lohnt sich ein Blick in unseren Leitfaden zur Solaranlage planen.

Wie funktioniert das Marktprämienmodell?

Ein Direktvermarkter verkauft den erzeugten Strom an der Strombörse. Er zahlt dem Betreiber den Marktwert Solar abzüglich einer Vermarktungspauschale, ergänzt um die Marktprämie zur früheren EEG-Vergütung. Der Marktwert Solar lag 2025 im Jahresdurchschnitt bei 4,508 ct/kWh (Logic Energy, 2026).

Die Formel dahinter hat sich seit 2022 geändert. Jahresmarktwert minus Vermarktungskosten der Übertragungsnetzbetreiber ergibt die verringerte Einspeisevergütung (energie-experten.org). Die Marktprämie gleicht diese Differenz wieder aus, sodass am Ende ungefähr das alte EEG-Niveau erreicht wird.

Der Marktwert Solar schwankt saisonal stark. Im April 2026 lag er bei nur 1,317 ct/kWh, im Januar 2026 bei 11,019 ct/kWh (Logic Energy, 2026). Sommermonate mit viel Solarstrom drücken den Preis deutlich nach unten.

Ein weiterer Wert erklärt diesen Effekt genauer: der Profilfaktor. Er beschreibt den Marktwert Solar geteilt durch den durchschnittlichen Börsenpreis und sank von rund 0,84 im Jahr 2023 auf 0,505 im Jahr 2025 (Logic Energy, 2026). Solarstrom war 2025 also nur noch halb so viel wert wie durchschnittlicher Netzstrom.

Power Purchase Agreements (PPA): On-Site vs. Off-Site für Gewerbekunden

Ein PPA ist ein langfristiger Stromliefervertrag zwischen Anlagenbetreiber und Abnehmer. Er läuft meist 5 bis 15 Jahre mit fest oder indexiert vereinbartem Preis statt schwankendem Börsenwert. Für Gewerbekunden mit stabilem Verbrauch entsteht dadurch Planungssicherheit jenseits der volatilen Marktprämie.

Beim On-Site-PPA steht die PV-Anlage direkt auf oder neben dem Gebäude des Abnehmers. Der Strom fließt ohne öffentliches Netz, was Netzentgelte und Umlagen deutlich reduziert. Diese Variante eignet sich nur, wenn Erzeuger und Verbraucher am selben Standort sitzen.

Beim Off-Site-PPA liefert eine entfernte Anlage, meist ein Solarpark, Strom über das öffentliche Netz. Die Lieferung wird bilanziell verrechnet. Das eröffnet Unternehmen ohne eigene Dachfläche Zugang zu Solarstrom, allerdings mit vollen Netzentgelten und mehr Vertragskomplexität.

Was ändert das Solarspitzengesetz an der Direktvermarktung?

Das Solarspitzengesetz gilt seit dem 25. Februar 2025. Es verschärft die Regeln für die Einspeisevergütung bei negativen Börsenstrompreisen erheblich. Für Anlagen ab 2 kWp mit Smart Meter und für alle Anlagen ab 100 kWp entfällt die Vergütung während negativer Preise vollständig.

Neue PV-Anlagen ab 7 kWp müssen seither mit einem Smart Meter samt Steuereinheit ausgestattet werden. Verantwortlich dafür ist der Netzbetreiber. Ohne Smart Meter greift zusätzlich eine Einspeisebegrenzung auf 60 % der Nennleistung.

Die wirtschaftlichen Folgen sind spürbar. Eine Analyse von Grant Thornton kommt zum Ergebnis: 2024 wären unter den neuen Regeln bis zu 18,4 % der potenziellen Einspeiseerlöse nicht vergütet worden (Grant Thornton, 2025). Die Schwelle für die verschärfte Regelung sank dabei von ursprünglich 400 kWp auf 2 kWp.

Negative Preisphasen treten selten isoliert auf. 2023 fielen 96 % der PV-Einspeisung in negativen Preisphasen in Zeiträume von mindestens drei zusammenhängenden Stunden. 2024 waren es noch 91 % (Grant Thornton, 2025). Für Direktvermarkter bedeutet das planbare, mehrstündige Abschaltfenster statt einzelner Preisspitzen.

Direktvermarktung unter 100 kWp: Freiwillig, aber wann lohnt sie sich?

Unterhalb von 100 kWp bleibt Direktvermarktung freiwillig. Sie kann sich trotzdem schon nach wenigen Jahren lohnen, besonders für Ü20-Anlagen ohne Anschlussförderung. Die Entscheidung hängt stark vom Verbrauchsprofil und der Restlaufzeit ab.

Für kleinere Gewerbeanlagen zwischen 30 und 100 kWp bieten viele Direktvermarkter inzwischen vereinfachte Modelle ohne feste Mindestlaufzeit an. Der administrative Aufwand bleibt kaum höher als bei fester Einspeisevergütung, während der Betreiber vom Marktprämienausgleich profitiert.

Der Wechsel lohnt sich vor allem dann, wenn die feste EEG-Vergütung ohnehin unter dem erwarteten Marktprämien-Ergebnis liegt. Bei auslaufender Förderung ist Direktvermarktung häufig die einzige praktikable Anschlussoption.

Wer den Umstieg zusätzlich finanzieren muss, findet über das KfW-Programm 270 Kredite bis zu 50 Millionen Euro für bis zu 100 % der Investitionskosten, mit Laufzeiten von 5 bis 30 Jahren. Die konkreten Zinssätze richten sich nach Bonität und Risikoklasse und werden tagesaktuell auf kfw.de veröffentlicht (sunshineenergy.de, 2026).

Welches Modell passt zu deiner Gewerbe-PV-Anlage?

Für die meisten Anlagen zwischen 100 und 750 kWp ist das Marktprämienmodell der pragmatische Standardweg. Es bleibt unkompliziert, verzichtet auf lange Vertragsbindung und liegt nahe am früheren Vergütungsniveau. Das passt perfekt, wenn eine Basisabsicherung gesucht wird, ohne aufwendige Marktoptimierung betreiben zu müssen.

Ein PPA lohnt sich unter zwei Bedingungen. Entweder plant dein Kunde über 750 kWp und muss ohnehin eine Ausschreibung durchlaufen, oder Investoren verlangen für die Finanzierung eine langfristige Erlössicherheit. On-Site-PPAs sind dabei fast immer die günstigere Variante, sofern Erzeugung und Verbrauch räumlich zusammenpassen.

Speicher verändern die Rechnung zusätzlich. Wer Erzeugungsspitzen in Zeiten negativer Preise abpuffern kann, umgeht einen Teil der Solarspitzengesetz-Effekte. Er kann außerdem flexibel zwischen Marktprämie und Spotmarktvermarktung wechseln. Details dazu findest du in unserem Beitrag zu Gewerbespeichern.

Auch der Eigenverbrauchsanteil beeinflusst die Wahl. Je größer der Anteil des Solarstroms, der direkt im eigenen Betrieb verbraucht wird, desto kleiner wird die Menge, die überhaupt vermarktet werden muss. Bei sehr hohem Eigenverbrauch lohnt sich mitunter sogar der Verzicht auf einen aufwendigen PPA, weil nur ein kleiner Reststrom übrig bleibt. Prüfe deshalb das Lastprofil deines Kunden, bevor du dich auf ein Modell festlegst.

Die häufigsten Fehler bei der Direktvermarktung

Der häufigste Fehler in unserer Erfahrung: Betreiber unterschreiben den ersten Vertrag, ohne Kündigungsfrist und automatische Verlängerung zu prüfen. Viele Verträge verlängern sich um weitere zwölf Monate, wenn niemand rechtzeitig kündigt.

Fehler 1: Smart-Meter-Pflicht erst nach Inbetriebnahme klären. Ab 7 kWp ist der Einbau seit dem Solarspitzengesetz vorgeschrieben. Wer das erst nachträglich mit dem Netzbetreiber klärt, verliert wertvolle Wochen bis zur Inbetriebnahme.

Fehler 2: Direktvermarktung und PPA als sich ausschließende Optionen behandeln. In der Praxis wechseln viele Betreiber nach einigen Jahren vom Marktprämienmodell zu einem PPA. Der Wechsel folgt meist, sobald die Anlage groß genug für attraktive Angebote ist.

Fehler 3: Die 750-kWp-Ausschreibungspflicht bei der Projektplanung übersehen. Wer ein Freiflächenprojekt über 750 kWp ohne frühzeitig eingeplante EEG-Ausschreibung plant, riskiert Monate Verzögerung beim Vergütungsanspruch.

Häufig gestellte Fragen

Ab welcher Anlagengröße ist Direktvermarktung Pflicht?

Direktvermarktung ist seit 2016 für alle neuen PV-Anlagen ab 100 kWp installierter Leistung Pflicht (sunshineenergy.de, 2026). Unterhalb dieser Grenze bleibt die feste Einspeisevergütung weiterhin optional möglich, auch wenn Direktvermarktung freiwillig gewählt werden kann.

Wie funktioniert die PV-Direktvermarktung unter 100 kW?

Unter 100 kWp läuft Direktvermarktung technisch identisch zum Pflichtmodell. Ein Direktvermarkter verkauft den Strom an der Börse und zahlt Marktwert Solar plus Marktprämie aus. Der Unterschied: Der Wechsel bleibt freiwillig, und der administrative Aufwand fällt meist geringer aus.

Was ist ein PPA und wann lohnt es sich für Gewerbekunden?

Ein PPA ist ein langfristiger Stromliefervertrag mit festem oder indexiertem Preis, meist über 5 bis 15 Jahre. Er lohnt sich, wenn Planungssicherheit wichtiger ist als die volatile Marktprämie oder eine Finanzierung stabile Erlösannahmen benötigt.

On-Site vs. Off-Site PPA: welche Variante passt für Unternehmen?

On-Site-PPAs liefern Strom direkt am Standort ohne öffentliches Netz und sparen dadurch Netzentgelte. Sie benötigen aber Erzeugung und Verbrauch am selben Ort. Off-Site-PPAs liefern über das öffentliche Netz und passen für Unternehmen ohne eigene geeignete Dachfläche.

Was ändert das Solarspitzengesetz konkret an der Vergütung?

Seit Februar 2025 entfällt die Einspeisevergütung bei negativen Börsenpreisen für Anlagen ab 2 kWp mit Smart Meter und für alle Anlagen ab 100 kWp. Ohne Smart Meter gilt zusätzlich eine Einspeisebegrenzung auf 60 % der Nennleistung (Grant Thornton, 2025).

Welche Förderung gibt es für den Einstieg in Direktvermarktung?

Über das KfW-Programm 270 lassen sich Investitionen in gewerbliche PV-Anlagen mit bis zu 50 Millionen Euro und Laufzeiten bis 30 Jahre finanzieren (sunshineenergy.de, 2026). Die Förderung betrifft die Anlage selbst, nicht die Direktvermarktung als solche.

Was kostet die Direktvermarktung selbst?

Direktvermarkter verlangen keine einheitliche, regulierte Gebühr. Die Vermarktungspauschale hängt von Anlagengröße und Portfolio ab und wird frei verhandelt. Größere Anlagen zahlen meist einen geringeren Cent-Betrag pro Kilowattstunde, kleinere Anlagen oft eine monatliche Pauschale statt einer mengenabhängigen Gebühr.

Fazit

Direktvermarktung ist für die meisten Gewerbe-PV-Anlagen längst keine bürokratische Fußnote mehr. Sie ist eine wirtschaftliche Weichenstellung zwischen Marktprämie, PPA und Spotmarkt. Wer die 100-kWp- und 750-kWp-Schwellen kennt, den Effekt des Solarspitzengesetzes einordnet und Verträge vor der Unterschrift genau prüft, vermeidet die teuersten Fehler.

Weitere Hintergründe zu den regulatorischen Rahmenbedingungen findest du in unseren Beiträgen zum Solarspitzengesetz 2025/2026 und zur Einspeisevergütung 2026. Für Unternehmen, die ihren Solarstrom lieber direkt im eigenen Gebäudeportfolio nutzen wollen, lohnt sich ein Blick in unseren Beitrag zu Energy Sharing für Unternehmen. Wer Erzeugungsspitzen abpuffern will, findet Details in unseren Beiträgen zu Gewerbespeichern und zum Peak-Shaving mit Gewerbespeichern. Und wer die Anlage erst noch plant, startet am besten mit unserem Leitfaden zur Solaranlage planen.

Über den Autor: Francesco Sieben schreibt bei Reonic über die technische und wirtschaftliche Planung von PV-Anlagen, von der Direktvermarktung bis zur Netzanmeldung. Er arbeitet dabei eng mit Solarteuren und Planer:innen zusammen und stützt seine Beiträge auf aktuelle EEG-Regelungen sowie auf Praxisrückmeldungen aus dem Reonic-Kundenkreis.

Quellen

• sunshineenergy.de, "Direktvermarktung Photovoltaik ab 100 kWp: Leitfaden 2026", 2026, https://sunshineenergy.de/direktvermarktung-photovoltaik-ab-100-kwp-2026/, retrieved 2026-08-21
• Pfalzwerke, "Das Solarspitzengesetz: Neue Regeln für PV-Anlagen ab 2025", 2025, https://www.pfalzwerke.de/solarspitzengesetz, retrieved 2026-08-21
• Logic Energy, "Direktvermarktung PV-Strom: Marktwert 2026", 2026, https://www.logicenergy.de/neuigkeiten/direktvermarktung-pv-strom-preis-aktuell, retrieved 2026-08-21
• energie-experten.org, "Marktwert Solar 2026: Höhe, Berechnung & Alternativen", https://www.energie-experten.org/erneuerbare-energien/photovoltaik/direktvermarktung/marktwert-solar, retrieved 2026-08-21
• Grant Thornton, "Wirtschaftliche Auswirkungen des Solarspitzengesetzes auf Photovoltaik- & Windenergieanlagen an Land", 2025, https://www.grantthornton.de/themen/2025/wirtschaftliche-auswirkungen-des-solarspitzengesetzes-auf-photovoltaik-windenergieanlagen-an-land/, retrieved 2026-08-21
• solarzubau.de, "Photovoltaik Deutschland: Installierte Leistung", 2026, https://solarzubau.de/deutschland/, retrieved 2026-08-21
• Next Kraftwerke, "Direktvermarktung: Infos & aktuelle Zahlen", 2026, https://www.next-kraftwerke.de/wissen/direktvermarktung, retrieved 2026-08-21
• sunshineenergy.de, "KfW 270 Rechner 2026 — Kredit für Photovoltaik berechnen", 2026, https://sunshineenergy.de/photovoltaik-ratgeber/foerderung-und-finanzierung/kfw-photovoltaik/foerderprogramm-270/, retrieved 2026-08-21