EEG & Direktvermarktung von A bis Z.

Der anzulegende Wert ist der Vergütungssatz in ct/kWh, der einer EEG-Anlage für die Dauer ihrer Förderung zusteht. Für kleinere Anlagen ist er gesetzlich festgelegt, für Windparks an Land und größere Solarparks entspricht er dem Gebotswert, mit dem das Projekt in der Ausschreibung der Bundesnetzagentur einen Zuschlag erhalten hat.

Wichtig zum Verständnis des Marktprämienmodells: Der AW wird nicht direkt ausgezahlt. Er definiert die Zielvergütung, die sich aus zwei Bausteinen zusammensetzt – dem Börsenerlös des Direktvermarkters und der Marktprämie des Netzbetreibers:

Die Strommenge, die eine Anlage ohne die Redispatch-Abregelung erzeugt hätte – die Grundlage für die Entschädigung des Betreibers. Da sie nicht gemessen werden kann, wird sie nach dem BDEW-Leitfaden rechnerisch ermittelt. Dafür gibt es drei Verfahren:

• Spitz: Die Ausfallarbeit wird je Viertelstunde dynamisch aus anlagenspezifischen Wetterdaten berechnet (eigene Wind- bzw. Einstrahlungsmessung am Park). Das genaueste Verfahren – es setzt aber entsprechende Messtechnik voraus.
• Spitz light: folgt dem Spitz-Verfahren, bezieht die Wetterdaten aber nicht aus eigener Messung, sondern von einem Prognosedienstleister oder einer Referenzanlage. Der übliche Mittelweg ohne eigene Wettermessung.
• Pauschal: Die letzten vollständig gemessenen Leistungswerte vor der Maßnahme werden über deren Dauer fortgeschrieben („eingefroren“). Kommt zum Einsatz, wenn die messtechnischen Voraussetzungen für Spitz bzw. Spitz light fehlen.

Das Verfahren wird je Anlage (technischer Ressource) festgelegt und hat direkte wirtschaftliche Folgen: Frischt der Wind während einer Abregelung auf, unterschätzt das Pauschalverfahren die Ausfallarbeit systematisch – und damit die Entschädigung. Es lohnt sich zu prüfen, welches Verfahren für den eigenen Park hinterlegt ist und wer die Daten liefert.

Weicht die tatsächliche Einspeisung eines Bilanzkreises von der angemeldeten Prognose ab, gleichen die Übertragungsnetzbetreiber die Differenz aus. Abgerechnet wird jede Viertelstunde mit dem regelzonenübergreifenden Ausgleichsenergiepreis (reBAP) – der in Knappheitssituationen mehrere tausend €/MWh erreichen kann.

In der Direktvermarktung trägt dieses Risiko der Direktvermarkter als Bilanzkreisverantwortlicher. Die Qualität seiner Prognosen und seines Intraday-Handels entscheidet damit direkt darüber, welches Entgelt er wirtschaftlich anbieten kann – schlechte Prognosegüte bezahlt am Ende der Betreiber über höhere Abschläge.

Der Begriff hat im Alltag zwei Bedeutungen:

• EEG-Ausschreibung: das wettbewerbliche Verfahren der Bundesnetzagentur, in dem Wind- und größere Solarprojekte um Zuschläge bieten. Der bezuschlagte Gebotswert wird zum anzulegenden Wert der Anlage.
• Ausschreibung auf PPA-CONNECT: die zentrale Angebotsanfrage für die Direktvermarktung. Betreiber legen ihren Park einmal an – die Stammdaten kommen direkt aus dem Marktstammdatenregister – und erhalten damit vergleichbare Angebote von über 20 Direktvermarktern.

Die beiden Standardprodukte im Stromgroßhandel: Base (Grundlast) bezeichnet eine konstante Lieferung über alle Stunden des Lieferzeitraums, Peak die Stunden von Montag bis Freitag zwischen 8 und 20 Uhr.

Für Wind und Solar ist Base die zentrale Vergleichsgröße: Weil viel Strom in Stunden mit ohnehin hoher Erzeugung eingespeist wird, erlösen die Profile meist weniger als den Base-Preis – das Verhältnis misst der Marktwertfaktor. Festpreisangebote werden deshalb vom Base-Terminmarktpreis ausgehend mit Profilabschlägen kalkuliert.

Ein virtuelles Energiemengenkonto innerhalb einer Regelzone, in dem Einspeisungen und Entnahmen viertelstündlich saldiert werden. Jede Strommenge in Deutschland muss einem Bilanzkreis zugeordnet sein – das ist die buchhalterische Grundlage des gesamten Strommarkts.

In der Direktvermarktung nimmt der Direktvermarkter die Anlage in seinen Bilanzkreis auf und haftet als Bilanzkreisverantwortlicher für Abweichungen zwischen Fahrplan und Ist-Einspeisung. Beim Wechsel des Direktvermarkters wird die Anlage zum Monatsersten in den Bilanzkreis des neuen Vermarkters umgebucht – ein Standardprozess der Marktkommunikation, den der neue Vermarkter anstößt.

Die Regulierungsbehörde für die deutschen Strom- und Gasnetze. Für Betreiber von Wind- und Solarparks ist sie an drei Stellen relevant: Sie führt die EEG-Ausschreibungen durch, betreibt das Marktstammdatenregister und überwacht die Marktprozesse zwischen Netzbetreibern, Lieferanten und Direktvermarktern.

Eine Sicherheit für die Zahlungsansprüche des Anlagenbetreibers gegen den Direktvermarkter. Sie wird vor allem dann relevant, wenn erhebliche offene Positionen auflaufen – etwa bei Festpreisverträgen – oder wenn die finanzierende Bank des Parks eine Absicherung der Vermarktungserlöse verlangt (üblich in der Projektfinanzierung). Zwei Formen sind gängig:

• Bankbürgschaft: Ein Kreditinstitut bürgt für die Verbindlichkeiten des Direktvermarkters. Die härteste Sicherheit – für den Vermarkter aber teuer, weil sie seine Kreditlinien bindet.
• Konzernbürgschaft: Die Muttergesellschaft des Direktvermarkters bürgt (z. B. ein Energiekonzern oder Stadtwerkeverbund). Meist günstiger – die Werthaltigkeit hängt an der Bonität des Konzerns.

In Angeboten ist die Bürgschaft entweder im Preis enthalten oder wird separat bepreist – als Aufschlag je MWh oder als Prozentsatz der Bürgschaftssumme pro Jahr (Avalprovision). Beim Vergleich gehören die Bürgschaftskosten deshalb in die Gesamtrechnung; ebenso prüfenswert: die Höhe der Summe (häufig bemessen in Monatsvergütungen) und wer genau bürgt.

Ein Stromliefervertrag zwischen einem Anlagenbetreiber und einem industriellen oder gewerblichen Endabnehmer, meist mit mehrjähriger Laufzeit. Da der Abnehmer selten selbst einen Bilanzkreis führt, ist praktisch immer ein Direktvermarkter als dritter Partner beteiligt: Er übernimmt die physische Abwicklung und gleicht Mehr- und Mindermengen aus („Sleeving“).

Weil drei Parteien, individuelle Vertragswerke und langfristige Preis- und Bonitätsrisiken zusammenkommen, ist die Strukturierung deutlich aufwendiger als bei einem Utility-PPA.

Das wichtigste Spotmarktsegment: In der täglichen Auktion an der EPEX SPOT um 12 Uhr werden die Preise für die Lieferperioden des Folgetages ermittelt – seit Oktober 2025 in Viertelstunden- statt Stundenprodukten.

Für die Direktvermarktung ist der Day-Ahead-Preis die zentrale Referenz: Aus ihm werden die Monatsmarktwerte berechnet, und an ihm wird festgestellt, ob negative Preise im Sinne von § 51 EEG vorliegen. Der größte Teil der Direktvermarktungsmengen wird hier verkauft; der Intraday-Markt dient anschließend der Feinsteuerung.

Ein Dienstleister, der den Strom aus Wind- und Solarparks an der Börse vermarktet. Zum Leistungsumfang gehören typischerweise:

• Einspeiseprognosen aus Wetter- und Anlagendaten sowie die Fahrplananmeldung bei den Netzbetreibern,
• Handel rund um die Uhr am Day-Ahead- und Intraday-Markt,
• Bilanzkreisführung inklusive Haftung für Ausgleichsenergie,
• Abwicklung von Redispatch-Prozessen und Fernsteuerung der Anlage,
• monatliche Abrechnung und Reporting gegenüber dem Betreiber.

Dafür berechnet er ein Vermarktungsentgelt. In Deutschland sind über 20 relevante Direktvermarkter aktiv – ihre Angebote unterscheiden sich in Entgelt, Vergütungsmodell und Vertragsdetails teils erheblich.

Der Verkauf des erzeugten Stroms an der Strombörse – statt einer festen Einspeisevergütung durch den Netzbetreiber. Für Neuanlagen mit mehr als 100 kW Leistung ist die Direktvermarktung seit 2016 verpflichtend; praktisch jeder Wind- und Solarpark in Deutschland wird heute so vermarktet.

In der Praxis übernimmt ein Direktvermarkter Handel, Prognose und Bilanzkreisführung. Der Betreiber erhält den Vermarktungserlös abzüglich Entgelt – und in der geförderten Direktvermarktung zusätzlich die Marktprämie vom Netzbetreiber:

Der Vertrag zwischen Anlagenbetreiber und Direktvermarkter. Das Entgelt ist dabei nur die halbe Wahrheit – wirtschaftlich entscheidend sind die Details:

• Vergütungsreferenz: Wird gegen den Monatsmarktwert oder den anlagenscharfen Spoterlös abgerechnet – oder ein Festpreis gezahlt?
• Negative Preise (§ 51 EEG): Wird die Anlage in Negativpreisstunden abgeregelt, und wer trägt verbleibende Verluste?
• Redispatch: Wie werden Ausfallarbeit und Entschädigungen berechnet und weitergereicht?
• Pflichten des Betreibers: Datenlieferung, Verfügbarkeits- und Wartungsmeldungen, Fernsteuerungs-Aufschaltung.
• Laufzeit und Kündigungsfristen – sie bestimmen, wann Sie wieder in den Markt gehen können.

Das zentrale Fördergesetz für erneuerbare Energien in Deutschland, erstmals im Jahr 2000 in Kraft getreten und seither mehrfach novelliert. Es garantiert Anlagen eine Förderung über 20 Jahre zuzüglich des Inbetriebnahmejahres – heute überwiegend in Form der gleitenden Marktprämie in der geförderten Direktvermarktung.

Nach Ablauf der Förderung stellt sich die Ü20-Frage: Weiterbetrieb über die sonstige Direktvermarktung bzw. einen PPA – oder Repowering. Beides sind Kernanwendungsfälle für einen strukturierten Angebotsvergleich.

Die klassische feste Vergütung je Kilowattstunde, die der Netzbetreiber direkt an den Anlagenbetreiber zahlt. Sie steht nur noch kleinen Anlagen bis 100 kW offen; größere Anlagen müssen in die Direktvermarktung.

Als Sicherheitsnetz existiert die „Einspeisevergütung in Ausnahmefällen“ (Ausfallvergütung): Fällt der Direktvermarkter kurzfristig aus, kann die Anlage vorübergehend zum anzulegenden Wert abzüglich 20 % an den Netzbetreiber einspeisen – teuer, aber besser als ein Totalausfall der Vergütung.

Die beiden Marktrollen, die Redispatch 2.0 für jede Anlage („technische Ressource“) vorschreibt:

• Einsatzverantwortlicher (EIV): meldet die geplante Fahrweise der Anlage (Planungsdaten) an die Netzbetreiber, nimmt Redispatch-Anforderungen entgegen und setzt die Abregelung um.
• Betreiber der technischen Ressource (BTR): verantwortet Stamm-, Ist- und Wetterdaten der Anlage und legt Bilanzierungs- und Abrechnungsverfahren für die Ausfallarbeit fest (Pauschal / Spitz / Spitz light).

In der Praxis übernimmt meist der Direktvermarkter beide Rollen als Teil seiner Dienstleistung; formal benannt werden müssen sie vom Anlagenbetreiber. Beim Wechsel des Direktvermarkters sind auch die Rollen umzumelden – ein Punkt, den der neue Vermarkter im Wechselprozess mit abdecken sollte.

Die beiden für Deutschland wichtigsten Strombörsen: An der EPEX SPOT wird der kurzfristige Spotmarkt gehandelt (Day-Ahead und Intraday), an der EEX in Leipzig der Terminmarkt mit Strom-Futures. Die Spotpreise bestimmen die laufenden Erlöse in der Direktvermarktung, die EEX-Settlementpreise das Niveau von Festpreis- und PPA-Angeboten.

Das Analysewerkzeug der PPA-CONNECT-Plattform, das eingehende Direktvermarktungsangebote wirtschaftlich vergleichbar macht. Entgelte allein sagen wenig aus, solange die Angebote unterschiedliche Vergütungsreferenzen und Klauseln nutzen – der Erlösrechner simuliert deshalb jedes Angebot gegen dieselben Daten und verdichtet alle Konditionen zu einer effektiven Vergütung in €/MWh.

Die Rechnung läuft in drei Schritten:

• Parkspezifische Datengrundlage: Das stundenscharfe Einspeiseprofil des Parks wird mit den historischen Marktdaten verschnitten – je nach Vergütungsreferenz des Angebots Spotpreise, Monatsmarktwerte oder Terminmarktdaten. So fließt der parkspezifische Marktwert ein – nicht ein pauschaler Durchschnitt.
• Drei Zeiträume, drei Regeln: Jede Stunde wird einem von drei Zeiträumen zugeordnet – positive Preise, negative Preise ohne § 51-Folge und § 51-Stunden (nach der für den Park geltenden § 51-Regel). Für jeden Zeitraum wird die im Angebot vereinbarte Vergütungsregel angewendet, z. B. Spot − DLE, MMW-Referenz, anzulegender Wert, Festpreis oder ein 0-€-Deckel.
• Zusammenführung: Die drei Bucket-Erlöse werden nach Erzeugungsanteilen gewichtet; dazu kommen die Marktprämie (bei geförderter Direktvermarktung) und ggf. HKN-Erlöse, abgezogen wird das Vermarktungsentgelt.

Das Ergebnis ist je Angebot eine Zahl – der effektive Erlös in €/MWh – plus die Aufschlüsselung dahinter: Erlös in normalen Stunden, Behandlung negativer und § 51-Stunden, Marktprämie und Entgelt. So werden auch strukturell verschiedene Angebote (Festpreis vs. Spot vs. Marktwert-Referenz) fair nebeneinander gestellt.

Die viertelstundengenaue Anmeldung, welche Strommengen ein Bilanzkreis liefert oder bezieht. Direktvermarkter erstellen aus Wetter- und Anlagendaten Einspeiseprognosen, melden daraus Fahrpläne bei den Netzbetreibern an und korrigieren Abweichungen im Intraday-Handel – was nicht korrigiert wird, wird als Ausgleichsenergie abgerechnet.

Anspruchsvoraussetzung für die Marktprämie (§ 10b EEG): Der Direktvermarkter muss jederzeit die aktuelle Einspeisung der Anlage abrufen und ihre Leistung ferngesteuert reduzieren können – etwa bei negativen Preisen oder auf Anforderung des Netzbetreibers im Redispatch.

Technisch wird das über eine Fernwirkeinheit gelöst, die auf das Leitsystem des Vermarkters aufgeschaltet ist. Beim Wechsel des Direktvermarkters muss die Aufschaltung umgestellt werden – das koordiniert üblicherweise der neue Vermarkter, sollte aber rechtzeitig vor dem Stichtag angestoßen werden.

Ein Vergütungsmodell, bei dem der Direktvermarkter für eine feste Laufzeit – üblicherweise ein bis zwei Jahre – einen festen Preis je Kilowattstunde zahlt, unabhängig vom aktuellen Spotpreis. Das Preisrisiko übernimmt der Vermarkter und sichert sich dafür am Terminmarkt ab.

Kalkuliert wird ein Festpreis vom aktuellen EEX-Settlementpreis ausgehend, abzüglich der Kosten, die das konkrete Anlagenprofil verursacht:

Der Regelfall für EEG-Anlagen: Der Strom wird über einen Direktvermarkter an der Börse verkauft, zusätzlich zahlt der Anschlussnetzbetreiber die gleitende Marktprämie. In Summe erreicht der Betreiber so den anzulegenden Wert – abzüglich Vermarktungsentgelt, und je nach Vertragsmodell mit Auf- oder Abschlägen gegenüber dem Monatsmarktwert.

Ein Wechsel zwischen den Veräußerungsformen – etwa in die sonstige Direktvermarktung und zurück – ist monatsweise möglich. Das eröffnet Optimierungsspielraum, wenn Marktpreise und HKN-Erlöse zeitweise über dem anzulegenden Wert liegen.

Ein elektronisches Zertifikat aus dem Herkunftsnachweisregister des Umweltbundesamts, das die grüne Eigenschaft einer erzeugten Megawattstunde belegt und getrennt vom Strom gehandelt werden kann.

Wichtig: Für EEG-geförderten Strom dürfen keine HKN ausgestellt werden (Doppelvermarktungsverbot). HKN sind daher vor allem für Ü20-Anlagen und die sonstige Direktvermarktung ein zusätzlicher Erlösbaustein neben dem Marktpreis – die Preise schwanken je nach Technologie, Erzeugungsjahr und Marktlage erheblich.

Das kurzfristige Spotmarktsegment, in dem Strom fortlaufend in Viertelstundenprodukten bis wenige Minuten vor der Lieferung gehandelt wird. Direktvermarkter nutzen den Intraday-Handel, um ihre Position bei aktualisierten Wetterprognosen anzupassen und teure Ausgleichsenergie zu vermeiden.

Die Intraday-Handelsgüte eines Vermarkters wirkt sich direkt auf seine Kosten aus – und damit auf das Entgelt, das er Betreibern anbieten kann.

Der Förderbaustein der geförderten Direktvermarktung: Der Anschlussnetzbetreiber zahlt dem Anlagenbetreiber monatlich je eingespeister Kilowattstunde die Differenz zwischen anzulegendem Wert und energieträgerspezifischem Monatsmarktwert – die gleitende Marktprämie. Steigen die Börsenpreise, sinkt die Prämie; liegt der Monatsmarktwert über dem AW, ist sie null.

Voraussetzungen für den Anspruch sind unter anderem die Fernsteuerbarkeit der Anlage, die Zuordnung zu einem Bilanzkreis und die Registrierung im Marktstammdatenregister. In Zeiten negativer Preise entfällt der Anspruch nach § 51 EEG.

Das zentrale Register der Bundesnetzagentur, in dem alle Stromerzeugungsanlagen mit ihren Stammdaten eingetragen sein müssen. Die Registrierung ist zugleich Anspruchsvoraussetzung für die EEG-Vergütung – fehlende oder fehlerhafte Einträge können die Marktprämie kosten.

Der energieträgerspezifische Durchschnittserlös am Day-Ahead-Markt, gewichtet mit dem tatsächlichen Einspeiseprofil aller Anlagen des Energieträgers – es zählt also nicht der Durchschnittspreis aller Stunden, sondern der Preis in den Stunden, in denen tatsächlich eingespeist wird.

• Monatsmarktwert (MMW): monatlich von den Übertragungsnetzbetreibern auf netztransparenz.de veröffentlicht (z. B. „MW Solar“, „MW Wind an Land“). Er ist die Referenz für die Berechnung der Marktprämie.
• Jahresmarktwert (JMW): das einspeisegewichtete Jahresmittel – häufige Referenz in PPA-Verträgen und für Wirtschaftlichkeitsrechnungen.

In Direktvermarktungs- und PPA-Verträgen dienen MMW oder JMW oft als Abrechnungsreferenz („MMW minus Abschlag“). Wichtig: Der individuelle Erlös einer Anlage kann je nach Standort und Profil vom veröffentlichten Marktwert abweichen – weshalb die Wahl der Referenz im Vertrag bares Geld wert sein kann.

Das Verhältnis des Marktwerts eines Energieträgers zum durchschnittlichen Base-Preis desselben Zeitraums – auch Profilfaktor oder international Capture Rate genannt (der erzielte Erlös entsprechend Capture Price):

Ein Faktor von 80 % bedeutet: Das Einspeiseprofil erlöst nur 80 % des Durchschnittspreises, weil viel Strom in Stunden mit ohnehin hoher Erzeugung eingespeist wird. Vor allem bei Solar sinkt der Faktor mit wachsendem PV-Zubau – der Kannibalisierungseffekt: Alle Anlagen speisen gleichzeitig ein und drücken genau dann den Preis.

Der Marktwertfaktor ist damit eine zentrale Größe für die Bewertung von Festpreisangeboten und Post-EEG-Erlösen – und erklärt, warum zwei Parks mit gleicher Jahresproduktion sehr unterschiedliche Vermarktungserlöse erzielen können.

Das Risiko, dass die tatsächlich erzeugte Strommenge von der erwarteten abweicht. Es wirkt auf zwei Zeitebenen – mit unterschiedlichen Risikoträgern:

• Kurzfristig: Abweichungen zwischen Fahrplan und Ist-Einspeisung (Prognosefehler). Dieses Risiko trägt in der Regel der Direktvermarkter, der es über Intraday-Handel und Ausgleichsenergie managt und in sein Entgelt einpreist.
• Langfristig: Ein schwaches Wind- oder Solarjahr, Verfügbarkeitsverluste oder Abregelungen reduzieren die Jahresmenge. Dieses Risiko verbleibt beim Betreiber – weniger Erzeugung bedeutet weniger Erlös, auch bei einem Festpreis, denn der gilt je tatsächlich gelieferter Kilowattstunde (pay-as-produced).

Anders liegt der Fall nur bei Lieferprofilen mit fester Menge (etwa Baseload-Strukturen in PPAs): Dort müssten fehlende Mengen am Markt zugekauft werden. In der Direktvermarktung von Wind und Solar ist pay-as-produced jedoch der Standard.

Die Einsatzreihenfolge der Kraftwerke am Strommarkt, sortiert nach ihren kurzfristigen Erzeugungskosten – vom günstigsten zum teuersten. Das letzte zur Deckung der Nachfrage benötigte Kraftwerk setzt den Börsenpreis. Wind- und Solaranlagen mit Grenzkosten nahe null verdrängen teurere Kraftwerke und senken so den Spotpreis (Merit-Order-Effekt) – in Stunden hoher EE-Einspeisung bis hin zu negativen Preisen.

Der Preis, zu dem Ausfallarbeit aus Redispatch-Maßnahmen finanziell abgerechnet wird (BDEW-Übergangslösung): Statt die abgeregelte Energie bilanziell nachzuliefern, wird sie je Viertelstunde zum Mischpreis vergütet – ausgezahlt vom Netzbetreiber, der die Maßnahme angefordert hat, bei den meisten Wind- und Solarparks also dem Verteilnetzbetreiber (VNB).

Der ID1 ist ein kurzfristiger Intraday-Preisindex, der reBAP der Ausgleichsenergiepreis – die Mischung soll abbilden, was die ausgefallene Energie kurzfristig am Markt wert gewesen wäre. Die Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen den Mischpreis monatlich auf netztransparenz.de; er darf ausschließlich für die Abrechnung von Redispatch-Maßnahmen verwendet werden.

Wichtig zur Einordnung: Der Mischpreis kompensiert die Energiemenge. Die übrigen Entschädigungskomponenten – etwa entgangene EEG-Zahlungen – werden davon getrennt nach § 13a EnWG abgewickelt. Wie beides an den Betreiber weitergereicht wird, regelt der Direktvermarktungsvertrag.

Bei hoher EE-Einspeisung und geringer Nachfrage fallen die Day-Ahead-Preise regelmäßig unter null – vor allem in sonnenreichen Frühjahrs- und Sommerstunden. Der Markt sendet damit das Signal: Abschalten ist gerade wirtschaftlicher als Einspeisen. Die Zahl dieser Stunden steigt seit Jahren.

Wichtig ist die Abgrenzung zu § 51 EEG: Nicht jede Stunde mit negativem Preis kostet die Marktprämie. Außerhalb der § 51-Zeiträume – etwa wenn bei Bestandsanlagen die Mindestdauer zusammenhängender Negativpreisstunden nicht erreicht wird – fließt die Marktprämie weiter. Da sie den negativen Preis häufig übersteigt, kann Weitereinspeisen dort wirtschaftlich sinnvoll sein; erst in § 51-Stunden wird Einspeisen zum reinen Verlustgeschäft.

Entsprechend unterschiedlich sind die Auszahlungsmodalitäten in Direktvermarktungsangeboten für negative Stunden ohne § 51-Folge:

• Wird der (negative) Spotpreis an den Betreiber durchgereicht oder die Vergütung bei 0 €/MWh gedeckelt?
• Wird gegen den Monatsmarktwert inklusive oder exklusive der negativen Stunden abgerechnet?
• Regelt der Direktvermarkter ab – und läuft die Referenzvergütung in der Abregelzeit weiter oder nicht?

Oberbegriff für Verteilnetzbetreiber (VNB), die die regionalen Netze betreiben, und Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Der Anschlussnetzbetreiber zahlt die Marktprämie an den Anlagenbetreiber aus, ordnet Redispatch-Maßnahmen an und rechnet die zugehörigen Entschädigungen ab.

Die EEG-Vorschrift, die den Anspruch auf die Marktprämie in Zeiten negativer Day-Ahead-Preise streicht. Wie schnell sie greift, hängt vom Inbetriebnahmedatum der Anlage ab:

• Bestandsanlagen: je nach EEG-Fassung erst nach sechs, vier oder weniger zusammenhängenden Negativpreisstunden.
• Neuanlagen seit dem Solarspitzengesetz (Februar 2025): bereits ab der ersten Stunde mit negativem Preis – im Gegenzug verlängert sich der Förderzeitraum um die entfallenen Zeiten.

Für die Praxis mindestens so wichtig wie die Regel selbst sind die Auszahlungsmodalitäten: Direktvermarktungsangebote behandeln § 51-Stunden sehr unterschiedlich, etwa:

• Die Anlage wird abgeregelt, für diese Stunden gibt es keine Vergütung – der häufigste Fall.
• Der Direktvermarkter erstattet die entgangene Marktprämie ganz oder anteilig – in der Regel gegen ein höheres Entgelt eingepreist.
• Flexible Fahrweise: Der Vermarkter optimiert die Anlage über Intraday-Handel durch die § 51-Zeiträume und teilt Zusatzerlöse mit dem Betreiber.

Nicht jede negative Stunde ist eine § 51-Stunde – zur Abgrenzung und zur Behandlung negativer Preise außerhalb von § 51 siehe den Eintrag zu negativen Strompreisen.

Der einspeisegewichtete Durchschnittserlös eines konkreten Parks am Spotmarkt – also sein individueller Marktwert bzw. Capture Price. Er ist das anlagenscharfe Gegenstück zum veröffentlichten Monatsmarktwert, der den Durchschnitt aller Anlagen des Energieträgers abbildet.

Vom MMW abweichen kann er aus mehreren Gründen: Standort und Wetterregime (speist der Park genau dann ein, wenn alle einspeisen – oder auch in knapperen, hochpreisigen Stunden?), Anlagentechnik (z. B. Schwachwindanlagen mit gleichmäßigerem Profil), Ausrichtung bei PV (Ost-West statt Süd) sowie Verfügbarkeit und Abregelungen. Ein Park mit überdurchschnittlichem Profil hat einen parkspezifischen Marktwert über dem MMW – und umgekehrt.

Genau hier entscheidet sich die Wahl der Vergütungsreferenz im Direktvermarktungsvertrag: Bei Spot-Abrechnung erhält der Betreiber den parkspezifischen Erlös (minus Entgelt), bei MMW-Referenz den Durchschnittswert. Direktvermarkter bewerten das Profil eines Parks bei der Angebotskalkulation – auch deshalb fallen Angebote für denselben Park unterschiedlich aus.

Ein Stromliefervertrag zwischen einem Erzeuger und einem Abnehmer, der Preis, Laufzeit, Liefermodell (z. B. pay-as-produced: geliefert wird, was die Anlage tatsächlich erzeugt) und Risikoverteilung individuell regelt. Je nach Abnehmer unterscheidet man:

• Utility-PPA: Abnehmer ist ein Energieversorger bzw. Direktvermarkter – standardisiert, schnell abschließbar, auf PPA-CONNECT als Festpreisangebot handelbar.
• Corporate PPA: Abnehmer ist ein Industrie- oder Gewerbekunde – individueller, mit Direktvermarkter als drittem Partner für die Abwicklung.

PPAs sind vor allem für Anlagen ohne oder nach der EEG-Förderung das zentrale Erlösmodell – und für geförderte Anlagen eine Möglichkeit, Erlöse über Festpreisvereinbarungen abzusichern.

Das Risiko, dass sich das Strompreisniveau ändert und damit die Erlöse der Anlage. Wer es trägt, hängt vom Vermarktungsmodell ab:

• Geförderte Direktvermarktung: Die gleitende Marktprämie federt das Preisniveau ab – sinkt der Monatsmarktwert, steigt die Prämie, der anzulegende Wert wirkt als Untergrenze. Restrisiken bleiben über § 51-Stunden und die Abweichung des anlagenscharfen Erlöses vom MMW.
• Sonstige Direktvermarktung / Ü20: Der Betreiber ist voll marktexponiert – Spot- und Terminpreise schlagen direkt auf den Erlös durch.
• Festpreis-PPA: Das Preisrisiko geht gegen einen Abschlag auf den Direktvermarkter über, der sich am Terminmarkt absichert.

Dazu kommt das Timing-Risiko beim Abschluss: Festpreise folgen dem Terminmarktniveau – derselbe Vertrag kann je nach Abschlusszeitpunkt deutlich unterschiedlich bepreist sein.

Das Risiko, dass die tatsächliche Einspeisung von der Prognose abweicht – etwa durch Wetterumschwünge, Abschattung, Vereisung oder ungeplante Stillstände. Die daraus entstehenden Intraday- und Ausgleichsenergiekosten trägt in der Regel der Direktvermarkter und preist sie in sein Vermarktungsentgelt ein.

Deshalb gilt: Je besser die Anlagendaten – Live-Einspeisewerte, Verfügbarkeiten, Wartungspläne – geliefert werden, desto schärfer kann ein Vermarkter kalkulieren und desto besser fällt das Angebot aus.

Maßnahmen der Netzbetreiber zur Vermeidung von Netzengpässen: Anlagen werden gezielt herunter- oder hochgeregelt. Seit Oktober 2021 ersetzt Redispatch 2.0 das frühere Einspeisemanagement und bezieht alle EE-Anlagen ab 100 kW ein – Abregelungen treffen Wind- und Solarparks in Netzengpassgebieten regelmäßig.

Für die abgeregelten Strommengen (Ausfallarbeit) erhalten Betreiber einen bilanziellen oder finanziellen Ausgleich – im finanziellen Fall zahlt der anfordernde Netzbetreiber den Mischpreis je Viertelstunde. Die Datenprozesse laufen über die Marktrollen Einsatzverantwortlicher (EIV) und Betreiber der technischen Ressource (BTR), die in der Praxis meist der Direktvermarkter übernimmt.

Das Netzgebiet, für dessen Systembilanz ein Übertragungsnetzbetreiber verantwortlich ist. Deutschland hat vier Regelzonen – die von 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW –, die zusammen die deutsche Stromgebotszone bilden.

Jeder Bilanzkreis ist einer Regelzone zugeordnet; dort werden die Fahrpläne angemeldet. Weicht die Summe aller Bilanzkreise vom tatsächlichen Verbrauch ab, gleicht der ÜNB das mit Regelenergie aus – die Kosten werden den verursachenden Bilanzkreisen über den (regelzonenübergreifend einheitlichen) Ausgleichsenergiepreis reBAP in Rechnung gestellt.

Der Ersatz älterer Wind- oder Solaranlagen durch moderne, leistungsstärkere Technik am selben Standort – mit neuem EEG-Zuschlag oder als reines PPA-Projekt. Bis zur Umsetzung überbrücken viele Betreiber die Zeit mit dem Weiterbetrieb der Altanlage in der sonstigen Direktvermarktung oder über kurzfristige Festpreis-PPAs.

Der börsentäglich von der EEX veröffentlichte Abrechnungspreis für Strom-Futures – etwa das deutsche Base-Jahresprodukt für das Folgejahr. Er markiert das aktuelle Terminmarktniveau und ist damit die wichtigste Preisreferenz für Festpreis- und Utility-PPA-Angebote.

Direktvermarkter kalkulieren ihre Festpreise typischerweise vom Settlementpreis ausgehend, abzüglich Profil-, Prognose- und Risikokosten. Weil sich das Settlement täglich bewegt, sind Festpreisangebote meist nur wenige Stunden oder Tage bindend.

Direktvermarktung ohne Marktprämie (§ 21a EEG): Der Betreiber verzichtet auf die EEG-Förderung und erlöst ausschließlich den Marktpreis – dafür darf der Strom als Grünstrom mit Herkunftsnachweisen vermarktet werden.

Üblich ist die sonstige Direktvermarktung für Ü20-Anlagen und PPA-Modelle. Für geförderte Anlagen lohnt sie sich nur, wenn Marktpreis plus HKN-Erlös dauerhaft über dem anzulegenden Wert liegen – da der Wechsel zwischen den Veräußerungsformen monatsweise möglich ist, lässt sich das flexibel optimieren.

Der kurzfristige Börsenpreis für Strom, ermittelt in der Day-Ahead-Auktion für den Folgetag und im fortlaufenden Intraday-Handel. Der Spotmarkt ist der Ort, an dem der Strom aus der Direktvermarktung physisch verkauft wird.

In Direktvermarktungsangeboten steht „Spot“ außerdem für ein Vergütungsmodell: Die Anlage erhält ihre tatsächlichen, anlagenscharfen Börsenerlöse – im Unterschied zur Abrechnung gegen den Monatsmarktwert als pauschale Referenz. Welche Referenz gilt, kann je nach Standort und Einspeiseprofil einen spürbaren Unterschied in der Vergütung ausmachen: Ein Park mit überdurchschnittlichem Profil profitiert von Spot-Abrechnung, ein unterdurchschnittlicher fährt mit der MMW-Referenz besser.

Der Markt für längerfristige Stromlieferungen (Futures), in Deutschland vor allem an der EEX – gehandelt werden Base- und Peak-Produkte für Monate, Quartale und Jahre. Hier sichern sich Direktvermarkter ab, wenn sie Betreibern Festpreise anbieten; die Settlementpreise bestimmen daher maßgeblich die Höhe von Festpreisangeboten.

Für Laufzeiten über zwei bis drei Jahre nimmt die Liquidität deutlich ab – längerfristige PPAs werden deshalb mit zusätzlichen Risikoabschlägen bepreist.

Anlagen, deren 20-jährige EEG-Förderung ausgelaufen ist. Für den Weiterbetrieb brauchen sie ein neues Erlösmodell – typischerweise die sonstige Direktvermarktung mit Marktpreis plus Herkunftsnachweisen oder einen Festpreis-PPA. Da Wartungs- und Betriebskosten weiterlaufen, entscheidet die erzielbare Vergütung direkt über die Wirtschaftlichkeit des Weiterbetriebs.

Die vier Betreiber des deutschen Höchstspannungsnetzes: 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW. Sie halten das Netz stabil, wickeln das EEG-Konto ab, rechnen Ausgleichsenergie ab und veröffentlichen unter anderem die Monatsmarktwerte auf netztransparenz.de.

Ein PPA zwischen Anlagenbetreiber und einem Energieversorger bzw. Direktvermarkter – im Unterschied zum Corporate PPA mit einem Endkunden. Der Vermarkter sichert den vereinbarten Festpreis über den Terminmarkt ab; für den Betreiber entstehen kalkulierbare Erlöse ohne die Komplexität eines Corporate PPA.

Das Entgelt des Direktvermarkters für Handel, Prognose und Bilanzkreisführung – in Angeboten auch als Dienstleistungsentgelt (DLE) bezeichnet. Es wird als Abschlag auf die Vergütungsreferenz (Monatsmarktwert oder Spoterlös) erhoben und kommt in zwei Grundformen vor:

• Fixes Entgelt: ein fester Betrag in €/MWh bzw. ct/kWh, unabhängig vom Preisniveau. Gut kalkulierbar – bei niedrigen Börsenpreisen wiegt der Abschlag aber relativ schwerer.
• Dynamisches Entgelt: ein Prozentsatz der Referenz, z. B. x % vom Monatsmarktwert. Es „atmet“ mit dem Markt: Bei hohen Preisen zahlt der Betreiber absolut mehr, bei niedrigen weniger. Welche Form günstiger ist, hängt damit von der eigenen Preiserwartung ab.

Die Höhe hängt von Technologie, Parkgröße, Prognostizierbarkeit und Datenqualität der Anlage ab und unterscheidet sich zwischen Anbietern deutlich. Wichtig beim Vergleich: Entgelte sind nur zusammen mit dem Vergütungsmodell vergleichbar. Ein niedriges Entgelt auf eine ungünstige Referenz kann unterm Strich teurer sein als ein höheres Entgelt auf eine bessere – ebenso können § 51- und Redispatch-Klauseln den Entgeltvorteil eines Angebots aufzehren.

Die Betreiber der regionalen Verteilnetze (Nieder-, Mittel- und Hochspannung), an die die meisten Wind- und Solarparks angeschlossen sind – in Deutschland sind es über 800. Für Anlagenbetreiber ist der VNB als Anschlussnetzbetreiber die zentrale Gegenpartei im Tagesgeschäft:

• Er zahlt die Marktprämie aus und rechnet die EEG-Ansprüche der Anlage ab,
• er ordnet Redispatch-Maßnahmen an und zahlt die zugehörigen Entschädigungen – die Ausfallarbeit zum Mischpreis,
• er verantwortet Netzanschluss und Messwesen der Anlage.

Das überregionale Höchstspannungsnetz betreiben dagegen die vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), deren Regelzonen die Systembilanz organisieren.

Ein Wechsel ist in der Regel zum Monatsersten möglich, sofern die Kündigungsfrist des laufenden Vertrags eingehalten wird. Den Wechselprozess – Abmeldung, Anmeldung und Bilanzkreis-Umbuchung über die Marktkommunikation sowie die Umstellung der Fernsteuerung – übernimmt der neue Direktvermarkter.

Der Betreiber muss lediglich rechtzeitig kündigen. Ein regelmäßiger Marktvergleich vor der Vertragsverlängerung stellt sicher, dass Entgelt und Konditionen konkurrenzfähig bleiben – gerade in einem Markt, in dem sich Terminpreise und Wettbewerb laufend verschieben.