Rechtsgrundlagen

Marktprämienmodell — die Grundlage der Direktvermarktung

Statt der festen Einspeisevergütung verkauft der Anlagenbetreiber seinen Strom über einen Direktvermarkter an der EPEX Spot. Die Differenz zwischen dem im EEG festgelegten anzulegenden Wert und dem tatsächlichen Marktwert wird als Marktprämie ausgezahlt — bei Anlagen mit Inbetriebnahme oder Zuschlag vor dem 1.1.2023 auf Basis des Monatsmarktwerts, bei Neuanlagen ab 2023 auf Basis des Jahresmarktwerts (Anlage 1 EEG, Nr. 2). Bis 100 kWp gilt der volle gesetzlich bestimmte Vergütungssatz; darüber ist er nicht mehr wählbar.

Zwei Pflichten, zwei Schwellen

Das Gesetz „zur Vermeidung von Stromspitzen" führt zwei klar getrennte Pflichten ein: die Fernsteuerbarkeitspflicht (§9 EEG) ab 25 kW — Neuanlagen mit 25–99 kW müssen vom Netzbetreiber regelbar sein — und den Wegfall des gesetzlich bestimmten Vergütungssatzes oberhalb von 100 kW (unverändert). Eine „Direktvermarktungspflicht ab 100 kW“ gibt es dabei nicht: § 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 EEG nennt Anlagen „bis zu 100 Kilowatt“ — bei genau 100 kW gilt der garantierte Wert also weiter —, und die unentgeltliche Abnahme nach Nr. 2 steht allen Anlagen „von weniger als 200 Kilowatt“ offen (bei Inbetriebnahme vor dem 01.01.2026 sogar bis 400 kW, § 100 Abs. 20 EEG). Eine 25-kWp-Anlage muss also fernsteuerbar sein, aber nicht zwingend in die Direktvermarktung; sie kann weiter die feste Einspeisevergütung erhalten.

Keine Förderung bei negativen Strompreisen

Ist der Spotmarktpreis negativ, entfällt für diesen Zeitraum der Anspruch auf die Marktprämie. Maßgeblich ist ein Preis echt kleiner als null — ein Preis von genau 0,00 €/MWh löst die Aussetzung nicht aus. Seit der Umstellung des Day-Ahead-Handels auf 15-Minuten-Kontrakte (01.10.2025) wird viertelstundenweise geprüft; wo § 51 in Altfassungen (Bestandsanlagen-Staffel) auf Stunden abstellt, gilt eine Stunde als negativ, wenn das arithmetische Mittel der vier Viertelstundenpreise negativ ist (§ 100 Abs. 45 EEG).

Verlängerung des Förderzeitraums

Die nach §51 ausgesetzte Förderung geht nicht verloren: der 20-jährige Förderzeitraum verlängert sich um die ausgesetzten Zeiten. Für Solaranlagen mit Inbetriebnahme ab dem 25.02.2025 wird die ausgesetzte Zeit nur mit dem Faktor 0,5 angerechnet (§ 51a Abs. 2 EEG). Für ältere Solaranlagen gilt das ausdrücklich nicht: „§ 51a Absatz 2 ist nicht anzuwenden auf Strom aus Solaranlagen, die vor dem 25. Februar 2025 in Betrieb genommen wurden“ (§ 100 Abs. 46 Satz 2 EEG) — sie bekommen die ausgesetzte Zeit voll angerechnet.

Einspeisegrenzen & Steuerbarkeit

§9 regelt die technischen Vorgaben zur Steuerbarkeit und zu statischen Einspeisegrenzen. Die frühere 70-%-Wirkleistungsbegrenzung für kleine Neuanlagen wurde zum 1. Januar 2023 aufgehoben.

Netzdienliche Steuerung von Verbrauchern

§14a EnWG regelt, wie Netzbetreiber steuerbare Verbrauchseinrichtungen (Wärmepumpen, Wallboxen, die Lade-Funktion von Batteriespeichern) im Engpassfall auf mindestens 4,2 kW begrenzen dürfen — tiefer darf nie gedrosselt werden. Im Gegenzug gibt es eine Netzentgelt-Reduktion (Modul 1, 2 oder 3). Wichtig: §14a betrifft Verbraucher, nicht die PV-Einspeisung selbst.

Pauschaloption für Speicher (Multi-Use)

MiSpeL („Marktintegration von Speichern und Ladepunkten") soll erlauben, einen Speicher gleichzeitig aus PV und Netz zu laden, ohne den EEG-Vergütungsanspruch der PV zu verlieren; die Pauschaloption rechnet die Anteile dann pauschal ab, statt sie einzeln abzugrenzen. Anwendbar ist sie noch nicht: § 100 Abs. 34 Satz 1 EEG lässt § 19 Abs. 3c erst zu, „wenn und soweit“ eine konkretisierende BNetzA-Festlegung nach § 85d wirksam wird, und § 101 Abs. 1 Satz 1 EEG stellt die Norm zusätzlich unter EU-Beihilfevorbehalt. Gerade für Anlagen mit einer PV-Leistung von höchstens 30 kW soll das die Direktvermarktung deutlich attraktiver machen (Tageshandel/Arbitrage). Die Schwelle bemisst sich nach § 19 Abs. 3c Satz 2 Nr. 3 EEG an der installierten Leistung der Solaranlagen hinter der Einspeisestelle, nicht an der Größe des Speichers — genau 30 kW sind eingeschlossen. Dazu kommt eine Jahres-Höchstmenge von 500 kWh je Kilowatt installierter Leistung (Satz 3).

Größere Anlagen: was ab 100 kWp gilt

Erst oberhalb von 100 kW installierter Leistung gibt es keinen gesetzlich bestimmten Vergütungssatz mehr — § 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 EEG erfasst Anlagen „bis zu 100 Kilowatt“, genau 100 kW sind also noch dabei. Die Direktvermarktung wird damit wirtschaftlich zwingend; rechtlich alternativlos ist sie erst ab 200 kW, denn bis dahin steht die unentgeltliche Abnahme offen (§ 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EEG) — bei Inbetriebnahme vor dem 01.01.2026 sogar bis 400 kW (§ 100 Abs. 20 EEG). Sie bringt allerdings null Cent, weshalb eine 125-kWp-Anlage auf der Gewerbehalle praktisch immer in die Direktvermarktung geht. Dazu kommen in der Praxis:

• Viertelstündliche Messung: Die gesamte Ist-Einspeisung muss viertelstündlich gemessen und bilanziert werden (§ 21b Abs. 3 EEG). Ob das über eine registrierende Leistungsmessung (RLM) oder ein intelligentes Messsystem geschieht, hängt vom Messkonzept ab — „RLM“ ist die übliche Umsetzung, nicht die gesetzliche Formel. Kosten je nach Messstellenbetreiber ca. 200–1.000 €/Jahr.
• Fernsteuerbarkeit & Redispatch: der Vermarkter (und der Netzbetreiber via Redispatch 2.0) muss die Anlage sehen und regeln können — DV-Schnittstelle erforderlich.
• Marktstammdatenregister: Einheit und EEG-Anlage sind nach § 5 MaStRV zu registrieren. Davon getrennt ist die Veräußerungsform nach § 21b EEG zu wählen; ein Wechsel ist nur zum Monatsersten möglich und muss dem Netzbetreiber fristgerecht nach § 21c EEG mitgeteilt werden.
• Anlagenzertifikat: für PV seit Solarpaket I (Mai 2024) erst ab 270 kW Einspeiseleistung bzw. 500 kW installierter Leistung erforderlich; zwischen 135 und 270 kW genügt ein vereinfachter Nachweis über Einheiten-/Komponentenzertifikate — eine 125-kWp-Anlage am Niederspannungsanschluss braucht i. d. R. gar keins.

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