Das Wichtigste in Kürze
- 2025 fielen bis zum 24. August bereits 457 Stunden mit negativen Börsenstrompreisen an, so viele wie im gesamten Vorjahr (pv magazine, 2025).
- Seit dem Solarspitzengesetz vom 1. März 2025 entfällt die Marktprämie in jeder einzelnen Negativpreis-Stunde, nicht erst nach einer Karenzzeit (Rödl & Partner, 2025).
- In einer Modellrechnung für eine 12-MW-Anlage holte ein Speicher den Jahresertrag von 3,70 % wieder auf 4,94 % zurück (Solarserver, 2026).
- Gewerbespeicher wuchsen im ersten Quartal 2026 um 58 % gegenüber dem Vorjahr, Großspeicher sogar um 119 % (pv magazine, 2026).
Für Solarteure, die Gewerbekunden ab 100 kWp beraten, ist die Kombination aus Direktvermarktung und Speicher längst keine Kür mehr. Sie entscheidet zunehmend darüber, ob sich eine Anlage überhaupt noch rechnet. Dieser Leitfaden zeigt dir, wie du beide Bausteine technisch und wirtschaftlich sauber zusammenbringst.
Warum wird die Kombination aus Direktvermarktung und Speicher 2026 zum Pflichtthema?
Im Juni 2025 registrierte der Day-Ahead-Markt 141 Stunden mit negativen Preisen, ein neuer Rekord gegenüber nur drei Stunden im Juni 2022 (Solarserver, 2025). Jede dieser Stunden kostet eine reine PV-Anlage ohne Flexibilität bares Geld.
Anlagen über 100 kWp sind seit dem 1. Januar 2016 nach § 21b EEG zur Direktvermarktung verpflichtet (1KOMMA5°, 2026). Das bedeutet: Dein Kunde bekommt keine feste Einspeisevergütung, sondern verkauft den Strom über einen Vermarkter an der Börse und erhält zusätzlich die Marktprämie. Genau diese Prämie steht nun unter Druck.
Die erste Jahreshälfte 2025 brachte bereits 389 Negativpreis-Stunden, ein Plus von 80 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum (Solarserver, 2025). Ohne Flexibilität verschenkt eine Anlage in genau diesen Stunden ihren Ertrag. Ein Speicher verschiebt die Einspeisung stattdessen in Stunden mit positivem Preis.
Was ändert das Solarspitzengesetz konkret für direktvermarktete Anlagen?
Das Solarspitzengesetz gilt seit dem 1. März 2025 und entzieht neuen Anlagen die Vergütung in jeder Stunde mit negativem Preis, nicht erst nach einer mehrstündigen Karenzzeit wie zuvor (Rödl & Partner, 2025). Die Schwelle dafür wurde von vormals 400 kW auf 2 kW gesenkt.
Für Anlagen zwischen 2 und 100 kW ist seither ein Smart Meter mit Steuerbarkeit Pflicht. Fehlt diese Technik, greift eine pauschale Wirkleistungsbegrenzung auf 60 Prozent der Anschlussleistung (Rödl & Partner, 2025). Bei einer Anlage mit Speicher wirkt sich diese Drosselung kaum aus, weil der Speicher die Spitzen ohnehin abfängt. Das Gesetz enthält zudem eine wichtige Klarstellung für Speicherbetreiber. Sie dürfen Strom aus dem Netz laden und ihn später gewinnbringend direktvermarkten, solange die Netzstabilität davon profitiert.
| Regelungspunkt | Bis Februar 2025 | Seit 1. März 2025 |
| Schwelle für Vergütungsausschluss | ab 400 kW | ab 2 kW |
| Vergütung bei Negativpreis | nach Karenzzeit ausgesetzt | in jeder Negativpreis-Stunde ausgesetzt |
| Pflicht-Smart-Meter | ab 7 kW | ab 2 kW, mit Steuerbarkeit |
| Ohne Steuerungstechnik | keine pauschale Regelung | 60 % Wirkleistungsbegrenzung |
| Speicher-Netzstrom-Vermarktung | rechtlich unklar geregelt | ausdrücklich erlaubt |
*Quelle: Rödl & Partner, 2025.*
Wie verändert ein Speicher die Marktprämie rechnerisch?
Die Marktprämie ergibt sich aus der Differenz zwischen dem anzulegenden Wert und dem monatlichen Marktwert Solar. Bei einem anzulegenden Wert von 8,43 Cent und einem Marktwert von 6,2 Cent pro Kilowattstunde bleiben 2,23 Cent Prämie übrig (1KOMMA5°, 2026). Sinkt der Marktwert in einer Stunde unter null, sinkt auch die Prämie faktisch auf null.
In der bereits erwähnten Modellrechnung für eine 12-MW-Freiflächenanlage sank der Jahresertrag durch Negativpreis-Stunden von 5,95 auf 3,70 Prozent. Mit einem Speicher zwischen 2 und 10 MW Leistung und 1,5 bis 4 Stunden Kapazität erholte sich der Ertrag auf 4,94 Prozent (Solarserver, 2026). Der Speicher allein brachte in diesem Modell also 1,24 Prozentpunkte Ertrag zurück. Diese Zahlen lassen sich nicht eins zu eins auf jede Anlage übertragen. Sie zeigen aber die Größenordnung, über die SHK- und PV-Betriebe mit ihren Kunden sprechen sollten.
Für die Praxis heißt das: Je mehr Negativpreis-Stunden eine Anlage über das Jahr erlebt, desto größer wird der Hebel des Speichers. Bei wenigen Negativpreis-Stunden pro Jahr bleibt der Effekt dagegen gering. Die Investition in den Speicher muss dann über andere Erlösquellen wie Eigenverbrauch oder Peak Shaving getragen werden.
Worin unterscheidet sich diese Kombination von einer reinen Eigenverbrauchsoptimierung?
Eigenverbrauchsoptimierung senkt den Strombezug des Kunden, Direktvermarktung mit Speicher optimiert dagegen den Verkaufserlös der Überschüsse. Beide Ziele überschneiden sich, verlangen aber unterschiedliche Steuerungslogik im Energiemanagementsystem. Unser Beitrag zur Eigenverbrauchsoptimierung im Gewerbe erklärt die Grundlogik dafür ausführlich.
Bei reiner Eigenverbrauchsoptimierung lädt der Speicher immer dann, wenn PV-Überschuss anfällt, und entlädt, sobald der Kunde Strom braucht. Bei der Kombination mit Direktvermarktung tritt eine dritte Variable hinzu: der aktuelle Börsenpreis. Ein gut konfiguriertes System vergleicht laufend zwei Optionen: Deckt die Kilowattstunde besser den Eigenverbrauch, oder bringt sie verzögert verkauft mehr an der Börse? Diese Abwägung lässt sich nicht mehr manuell treffen. Sie gehört in die Steuerungssoftware des Energiemanagementsystems.
Schritt für Schritt: So kombinierst du Direktvermarktung und Speicher für einen Gewerbekunden
Schritt 1: Lastgang und Erzeugungsprofil zusammen analysieren
Bevor du eine Speichergröße vorschlägst, brauchst du den viertelstündlichen Lastgang des Kunden und das Erzeugungsprofil der PV-Anlage. Nur so erkennst du, in welchen Stunden ohnehin Überschuss anfällt und wann negative Börsenpreise den größten Schaden anrichten würden. Unseren Leitfaden zur Lastgang-Analyse kannst du dafür direkt heranziehen.
Schritt 2: Speichergröße an der Vermarktung ausrichten, nicht nur am Eigenverbrauch
Für reine Eigenverbrauchsoptimierung gelten andere Faustregeln als für die Direktvermarktung. Wer zusätzlich Negativpreis-Stunden abfangen will, braucht etwas mehr Leistung im Verhältnis zur Kapazität, damit der Speicher auch kurze, scharfe Preiseinbrüche vollständig auffangen kann. Die Grundlagen dazu findest du in unserem Beitrag Gewerbespeicher richtig auslegen.
Schritt 3: Messkonzept und Zuordnung früh mit dem Direktvermarkter klären
PV-Anlage und Speicher müssen getrennt gemessen werden können, damit der Vermarkter den Strom aus dem Speicher korrekt von der Direktvermarktung der PV-Erzeugung unterscheidet. Kläre dieses Messkonzept vor der Bestellung der Technik, nicht erst bei der Inbetriebnahme. Ein nachträglicher Umbau der Zählerstruktur kostet deutlich mehr Zeit als eine saubere Planung vorab.
Schritt 4: Fernsteuerbarkeit nach § 9 EEG sicherstellen
Direktvermarktete Anlagen müssen fernsteuerbar sein, damit der Vermarkter sie bei negativen Preisen abregeln und bei positiven Preisen gezielt einspeisen lassen kann. Prüfe, ob die geplante Steuerungstechnik diese Anforderung ohne Zusatzkosten erfüllt, bevor du sie anbietest.
Schritt 5: Wirtschaftlichkeit mit und ohne Speicher gegenüberstellen
Rechne dem Kunden zwei Szenarien vor: die Direktvermarktung ohne Speicher und die Kombination mit Speicher, inklusive der zusätzlichen Investition. Erst dieser Vergleich macht sichtbar, ab welcher Zahl von Negativpreis-Stunden sich die Mehrkosten amortisieren. Nutze dafür die Kostenbasis aus unserem Beitrag zu Gewerbespeichern mit 200 kWh als Orientierung für die Investitionsseite.
Schritt 6: Steuerungslogik testen, bevor die Anlage live geht
Lass dir vom Hersteller des Energiemanagementsystems eine Simulation mit echten Preis- und Erzeugungsdaten des Vorjahres zeigen, bevor die Anlage ans Netz geht. So erkennst du Fehlkonfigurationen, bevor sie den Kunden in der ersten Negativpreis-Phase bares Geld kosten.
Welche Vermarktungsmodelle gibt es für PV-Anlagen mit Speicher?
Die klassische Marktprämie bleibt die Basis, lässt sich aber durch zwei zusätzliche Erlösquellen ergänzen. Der Speicher kann in Stunden mit negativem Preis Netzstrom laden und ihn später in einer nachfragestarken Stunde wieder einspeisen. Parallel kann er Systemdienstleistungen wie Peak Shaving für den eigenen Verbrauch erbringen. Beide Strategien laufen über den gleichen Direktvermarkter, verlangen aber getrennte Abrechnungslogik.
Für Kunden, die zusätzlich Planungssicherheit wollen, bietet sich ein Power Purchase Agreement als ergänzendes Modell an. Unser Beitrag zu PPA-Vertragsmodellen für Gewerbe-PV erklärt, wie sich ein PPA mit einem Speicher kombinieren lässt, ohne die Flexibilitätsvermarktung zu blockieren. Grundsätzliche Unterschiede zwischen den Anbietertypen findest du außerdem in unserem Vergleich der Direktvermarktungsanbieter.
Diese Fehler bei der Kombination kosten unnötig Ertrag
In unserer Beratungspraxis taucht am häufigsten derselbe Fehler auf. Betriebe bestellen Speicher und Direktvermarktungsvertrag getrennt, ohne vorher zu klären, ob der gewählte Vermarkter die Speicherstrategie überhaupt unterstützt. Nicht jeder klassische EEG-Direktvermarkter bietet eine Mehrwertvermarktung für Speicher an, manche verlangen dafür einen separaten Vertrag mit einem Aggregator.
Ein zweiter Fehler betrifft die Netzanschlussleistung. Wird der Speicher nachträglich ergänzt, kann die ursprünglich genehmigte Anschlussleistung knapp werden, sobald Speicher und PV-Anlage gleichzeitig einspeisen wollen. Prüfe diesen Punkt beim Netzbetreiber, bevor du die Speicherleistung final festlegst. Details zu den technischen Anschlussbedingungen für Gewerbeanlagen liefert unser Beitrag zu Netzanschlussbedingungen für PV-Anlagen im Gewerbe.
Das passende Betreibermodell für die Kombination
Nicht jeder Kunde will PV-Anlage und Speicher selbst betreiben und selbst vermarkten lassen. Contracting-Modelle verteilen Investition und Vermarktungsrisiko auf einen externen Betreiber, während der Kunde ausschließlich den erzeugten Strom nutzt und dafür einen vereinbarten Preis zahlt. Welches Modell zur jeweiligen Betriebsgröße passt, erklärt unser Beitrag zu Betreibermodellen für Gewerbe-PV im Detail.
Gerade bei der Speicher-Direktvermarktung lohnt sich ein genauer Blick auf den Vertrag, denn der Betreiber übernimmt in der Regel auch das volle Preisrisiko der Flexibilitätsvermarktung. Für kleinere Betriebe kann das der entscheidende Vorteil sein, weil sie selbst keine Expertise im Stromhandel aufbauen müssen. Für den vollständigen Planungsrahmen rund um gewerbliche PV-Anlagen lohnt sich außerdem ein Blick in unseren Leitfaden für Gewerbe und Industrie.
Häufig gestellte Fragen
Ab welcher Anlagengröße ist die Kombination aus Speicher und Direktvermarktung überhaupt relevant? Direktvermarktung ist ab 100 kWp gesetzlich Pflicht (1KOMMA5°, 2026). Ein Speicher lohnt sich wirtschaftlich oft schon deutlich darunter, weil auch kleinere Anlagen von Negativpreis-Stunden betroffen sind, sobald sie direktvermarktet werden.
Verliert mein Kunde die Marktprämie komplett, wenn der Preis negativ wird? Seit dem Solarspitzengesetz entfällt die Vergütung in jeder Stunde mit negativem Preis, ohne Karenzzeit (Rödl & Partner, 2025). Ein Speicher verschiebt die Einspeisung in diese Stunden hinein in Phasen mit positivem Preis.
Darf der Speicher Strom aus dem Netz laden, um ihn später zu verkaufen? Ja, das Solarspitzengesetz erlaubt Speicherbetreibern ausdrücklich, Netzstrom zu laden und ihn später direkt zu vermarkten, solange dies die Netzstabilität unterstützt (Rödl & Partner, 2025).
Wie groß muss der Speicher mindestens sein, damit sich die Kombination lohnt? Das hängt vom Lastgang und von der Anzahl der Negativpreis-Stunden ab, die die Anlage typischerweise erlebt. Eine pauschale Mindestgröße gibt es nicht, die Dimensionierung sollte immer auf Basis der tatsächlichen Erzeugungs- und Preisdaten erfolgen.
Wie schnell wächst der Markt für Gewerbespeicher in Kombination mit Direktvermarktung? Gewerbespeicher legten im ersten Quartal 2026 um 58 Prozent gegenüber dem Vorjahr zu, auf durchschnittlich 74 kWh pro neuer Anlage (pv magazine, 2026). Die Direktvermarktung mit Flexibilitätserlösen gilt als einer der Treiber hinter diesem Wachstum.
Lohnt sich die Kombination auch für Bestandsanlagen, die schon direktvermarktet werden? Ja, ein Speicher lässt sich in den meisten Fällen nachrüsten. Prüfe dabei vorrangig die bestehende Netzanschlussleistung und das Messkonzept, bevor du eine Speichergröße anbietest.
Fazit
Negativpreis-Stunden gehören inzwischen zum Alltag am deutschen Strommarkt, und das Solarspitzengesetz macht sie für jede direktvermarktete Anlage spürbar. Ein Speicher federt diesen Effekt ab und eröffnet zusätzliche Erlöswege, verlangt dafür aber eine saubere Abstimmung zwischen Messkonzept, Netzanschluss und Direktvermarkter. Wer diese Punkte schon in der Planungsphase klärt, erspart seinen Gewerbekunden teure Nachbesserungen und positioniert sich selbst als Partner, der über die reine Installation hinausdenkt.
