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). Pflicht ab 100 kWp — darunter freiwillig.
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 die Direktvermarktungspflicht ab 100 kW (unverändert). 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 wird die ausgesetzte Zeit mit dem Faktor 0,5 angerechnet (§51a Abs. 2).
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 pauschal ab, ohne aufwändiges Sub-Metering. Gerade für Speicher unter 30 kWp macht das die Direktvermarktung deutlich attraktiver (Tageshandel/Arbitrage).
Größere Anlagen: was ab 100 kWp gilt
Ab 100 kW installierter Leistung ist die Direktvermarktung verpflichtend — die feste Einspeisevergütung ist nicht mehr wählbar (§ 21 EEG, für Anlagen mit Inbetriebnahme ab 2016). Auch eine 125-kWp-Anlage auf der Gewerbehalle fällt also voll in die Direktvermarktung. Dazu kommen in der Praxis:
- RLM-Messung: registrierende Leistungsmessung (viertelstündliche Erfassung) ist Pflicht — 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: Registrierung inkl. Veräußerungsform ist Pflicht; Wechsel der Veräußerungsform jeweils zum Monatsersten (§ 21b EEG).
- 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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