Die wichtigsten Begriffe rund um Direktvermarktung, Marktprämie, Messen & Steuern und den Strommarkt — einfach erklärt, mit Quellen.
Der „Klassiker": Du speist deinen Solarstrom ins Netz ein und bekommst dafür vom Netzbetreiber einen festen Cent-Betrag pro Kilowattstunde — über 20 Jahre garantiert. Du musst dich um nichts kümmern, dafür ist der Erlös meist niedriger als bei der Direktvermarktung. Typisch für kleine Hausanlagen.
Statt der festen Einspeisevergütung wird dein Strom direkt an der Strombörse verkauft — meist über einen Dienstleister (Direktvermarkter), der das für dich erledigt. Du kannst dabei mehr verdienen als mit der festen Vergütung, trägst aber mehr vom Preisrisiko. Für große Anlagen ist die Direktvermarktung Pflicht, für kleine ist sie freiwillig.
Das ist die Förderung in der Direktvermarktung. Weil der Börsenpreis schwankt und oft unter dem liegt, was dir die feste Vergütung gebracht hätte, zahlt der Staat die Differenz dazu: Marktprämie = der dir zustehende Förderbetrag (anzulegender Wert) minus der durchschnittliche Marktwert (MP = AW − MW). So bist du ähnlich abgesichert wie bei der Einspeisevergütung, profitierst aber von guten Börsenpreisen. Wichtig: Die Marktprämie wird nie negativ — liegt der Marktwert über dem anzulegenden Wert, ist sie null, und du behältst den höheren Börsenerlös (du musst nichts zurückzahlen).
Früher ein kleiner separater Aufschlag in der Direktvermarktung, der die Vermarktungskosten (Börsenhandel, Prognose) abdecken sollte. Heute gibt es ihn nicht mehr als eigene Position — die Vermarktungskosten sind inzwischen direkt in den anzulegenden Wert eingerechnet. In der sonstigen Direktvermarktung (§ 21a, ohne Förderung) gibt es ohnehin keine Prämie. Wenn in Foren von einer „Managementprämie von 0,4 ct" die Rede ist, ist das ein historischer Begriff.
Der „Zielwert" deiner Förderung in Cent pro Kilowattstunde — gewissermaßen der Betrag, der dir insgesamt zusteht. In der Direktvermarktung wird er mit der Marktprämie aufgefüllt: Was dir die Börse nicht zahlt, ergänzt die Prämie bis zu diesem Wert. Die Höhe richtet sich nach Anlagengröße und Inbetriebnahme.
Die Vermarktung deines Stroms an der Börse ohne jede EEG-Förderung — also ganz ohne Marktprämie. Du bekommst nur den reinen Börsenerlös und trägst das volle Preisrisiko, bist dafür aber von Förder-Regeln (wie der Negativpreis-Regel) frei. Eher für Profis oder besondere Konstellationen, selten für eine normale Hausanlage sinnvoll.
Du musst deinem Netzbetreiber sagen, in welcher „Schublade" dein Strom läuft: feste Einspeisevergütung, geförderte Direktvermarktung (Marktprämie) oder sonstige Direktvermarktung. Wechseln darfst du — aber immer nur zum Ersten eines Monats und mit vorheriger Anmeldung beim Netzbetreiber. Spontan mittendrin geht es nicht.
Volleinspeisung: Der gesamte erzeugte Strom geht ins Netz, du verbrauchst nichts selbst (du beziehst deinen Haushaltsstrom getrennt). Überschusseinspeisung: Du verbrauchst erst selbst und speist nur den Rest ins Netz ein — der Normalfall bei Hausanlagen mit Eigenverbrauch. Beide haben unterschiedliche Vergütungssätze; was sich lohnt, hängt von deinem Verbrauch ab.
Manchmal gibt es an der Börse so viel Strom, dass der Preis ins Minus rutscht (negative Preise). In diesen Stunden sinkt dein Förderbetrag (anzulegender Wert) auf null — du bekommst für diese Zeit keine Förderung. Ausnahmen: Anlagen unter 100 kW, solange sie noch kein intelligentes Messsystem haben, und sehr kleine Anlagen unter 2 kW sind davon ausgenommen. Die früher geltende 4-Stunden-Schwelle ist entfallen — heute zählt jede einzelne Negativpreis-Stunde. Neu (§ 51a, Solarspitzengesetz): Die durch Negativpreise verlorene Förderzeit wird teilweise kompensiert, indem der 20-jährige Vergütungszeitraum hinten verlängert wird (§ 51a — „Verlängerung des Vergütungszeitraums bei negativen Preisen", gewichtet nach dem solaren Ertragspotential der angehängten Monate).
Ein Gesetzespaket, das die Folgen negativer Strompreise abfedern und Photovoltaik systemfreundlicher machen soll. Wichtigste Punkte: (1) keine EEG-Förderung in Negativpreis-Stunden, dafür Verlängerung des Vergütungszeitraums als Ausgleich (§ 51a); (2) Speicher dürfen in der Direktvermarktung jetzt auch mit Netzstrom (Graustrom) geladen werden und trotzdem gefördert einspeisen — über eine Pauschaloption (pauschal bis zu 500 kWh je kW installierter Leistung gelten als gefördert, § 19 Abs. 3 Nr. 3c) oder eine messtechnische Abgrenzung; (3) Direktvermarktung für kleine Anlagen soll einfacher/massengeschäftstauglicher werden; (4) Neuanlagen unter 25 kW ohne Steuerbarkeit speisen vorübergehend auf 60 % begrenzt ein. Bestandsanlagen können freiwillig in die Negativpreis-Regelung optieren (Anreiz +0,6 ct/kWh).
„Steuerbar" heißt: Der Direktvermarkter (oder Netzbetreiber) kann von außen sehen, wie viel deine Anlage gerade einspeist, und sie bei Bedarf ferngesteuert herunterregeln. Diese technische Ausstattung ist Pflicht für Anlagen mit mehr als 25 kW in der Direktvermarktung. Darunter ist sie freiwillig. Ab 1. Januar 2028 muss diese Steuerung grundsätzlich über das intelligente Messsystem laufen.
Ein moderner, kommunikationsfähiger Stromzähler mit Internet-Anbindung — das „Gehirn" heißt Smart-Meter-Gateway. Es misst nicht nur, sondern kann Daten sicher übertragen und die Anlage fernsteuerbar machen. Der Einbau ist Pflicht für Erzeuger über 7 kW bzw. Verbraucher über 6.000 kWh pro Jahr — schrittweise bis 2032.
Die „alte" Technik zum Fernsteuern von Anlagen: ein kleines Gerät, das über das Stromnetz Schaltsignale empfängt (z. B. zum Abregeln). Wurde früher häufig verbaut, wird aber nach und nach vom intelligenten Messsystem mit Steuerbox abgelöst.
Eine Steuerbox, die am intelligenten Messsystem hängt und Befehle an deine Anlage oder Wärmepumpe/Wallbox weitergibt — also die Verbindung zwischen dem digitalen Zähler und dem Gerät, das gesteuert werden soll. „CLS" steht für „steuerbares lokales System". Sie ist der moderne Nachfolger des Rundsteuerempfängers.
Eine vereinfachte Alternative zur Fernsteuerung für kleinere Anlagen: Statt steuerbar zu sein, darf die Anlage am Netzanschluss höchstens 60 % ihrer Leistung einspeisen — der Rest wird gekappt oder selbst verbraucht. Die Regeln gestaffelt nach Größe: ab 100 kW Fernsteuerung Pflicht; 25–100 kW Fernsteuerung oder 60-%-Kappung; unter 25 kW 60-%-Kappung.
Betrifft große Verbraucher wie Wärmepumpe oder Wallbox (E-Auto-Ladepunkt). Wer so ein Gerät anmeldet, erlaubt dem Netzbetreiber, es in Engpasszeiten kurz zu drosseln (nie ganz abschalten) — und bekommt dafür ein reduziertes Netzentgelt, zahlt also weniger fürs Netz. Freiwillige Teilnahme mit finanziellem Vorteil.
Neu errichtete Stromspeicher sind für den Strom, den sie aus dem Netz zum Einspeichern beziehen, 20 Jahre lang von den Netzentgelten befreit — Voraussetzung ist die Inbetriebnahme innerhalb der Frist (bis 4. August 2029). Das verbessert die Wirtschaftlichkeit netzgekoppelter Speicher (z. B. für Arbitrage) spürbar.
Ein Stromtarif, dessen Preis sich stündlich nach dem Börsenpreis richtet, statt fix zu sein. In Stunden mit viel günstigem Strom (z. B. mittags bei Sonne oder nachts bei Wind) zahlst du weniger. Wer Verbrauch flexibel verschieben kann (Wärmepumpe, E-Auto, Speicher), kann damit sparen. Große Lieferanten müssen solche Tarife anbieten.
Eine Messung, die deinen Strom viertelstündlich aufzeichnet (Lastgang) statt nur einen Jahreszählerstand. Sie ist bei größeren Anlagen und in der Direktvermarktung nötig, weil dort die genaue Einspeisung pro Viertelstunde abgerechnet wird. Sie ist aufwändiger und teurer als ein einfaches intelligentes Messsystem — als grobe Hausnummer ~600 €/Jahr.
„Nutzungszeit-Steuerung": ein Betriebsmodus von Speichern/Wechselrichtern (z. B. Huawei, Victron), bei dem nach Uhrzeit bzw. Preis geladen und entladen wird — etwa laden, wenn der dynamische Tarif günstig ist, und entladen/einspeisen, wenn er teuer ist. Die Grundlage, um einen Speicher an dynamische Strompreise anzupassen.
Die dynamische Speichersteuerung des Herstellers Victron, die anhand von Börsenpreisen und PV-Prognose automatisch lädt/entlädt. In PV-Foren oft als funktionierendes Beispiel für preisgesteuerte Arbitrage genannt — vom Konzept her vergleichbar mit Optimierern wie EOS/DVHub.
Ein größerer Verbraucher (ab Bezugsleistung > 4,2 kW) wie Wärmepumpe, Wallbox oder Batteriespeicher, den der Netzbetreiber nach § 14a EnWG netzdienlich kurz drosseln darf (nie ganz abschalten). Im Gegenzug gibt es ein reduziertes Netzentgelt. Bei den Modulen mit reduziertem Arbeitspreis bzw. zeitvariablem Netzentgelt muss die steuVE separat gemessen werden.
Ein pauschales, statistisches Verbrauchsprofil, mit dem normale Haushalte ohne viertelstündliche Messung abgerechnet werden — das Gegenstück zur registrierenden Lastgangmessung (RLM). Für dynamische Tarife oder Direktvermarktung braucht es dagegen echte Viertelstundenwerte.
Das gezielte Verschieben von Verbrauch in günstige (oder PV-reiche) Stunden — z. B. E-Auto oder Wärmepumpe nachts bzw. mittags laufen lassen. Oft wirtschaftlicher als ein Speicher, der nur Preis-Arbitrage fahren soll, weil keine Umwandlungsverluste und keine Speicherkosten anfallen.
Die MaLo-ID ist die eindeutige „Hausnummer" deines Einspeise- oder Entnahmepunkts im Stromnetz — eine elfstellige Nummer, über die Energiemengen zugeordnet werden. Das Marktstammdatenregister (MaStR) ist das amtliche Online-Verzeichnis der Bundesnetzagentur, in dem jede PV-Anlage registriert werden muss (auch das Balkonkraftwerk). Ohne Registrierung drohen Probleme bei Vergütung und Anmeldung.
Eine kleine Solaranlage zum Selbstaufstellen (Balkon, Terrasse, Garten), die per Stecker ans Hausnetz angeschlossen wird. Erlaubt sind ein Wechselrichter mit maximal 800 VA Ausgangsleistung und Module bis 2 kWp. Anmeldung im Marktstammdatenregister nötig, aber stark vereinfacht — keine Direktvermarktung, kein komplizierter Zählertausch.
Strom kommt über drei Phasen (L1, L2, L3) ins Haus. Speist deine Anlage nur über eine Phase ein, entsteht eine „Schieflast" — eine ungleiche Belastung der drei Phasen. Damit das Netz stabil bleibt, gibt es eine Grenze (üblich höchstens 4,6 kVA unsymmetrisch je Phase nach den Anschluss-Technikregeln). Das ist eine Netzanschluss-Frage für Solarteur und Netzbetreiber, kein Thema der Direktvermarktung.
Wichtig gegen das „Stückeln": Mehrere PV-Anlagen, die innerhalb von 12 Monaten in räumlicher Nähe in Betrieb gehen, können rechtlich als eine einzige Anlage zusammengezählt werden. Das verhindert, dass man eine große Anlage künstlich in kleine aufteilt, um in günstigere Förder- oder Größenklassen zu rutschen. Bei mehreren Anlagen am selben Ort also genau hinschauen.
Eine Kennzahl für den Jahresertrag: Wie viele Stunden müsste die Anlage bei voller Leistung laufen, um die Jahres-Strommenge zu erzeugen? In Deutschland typisch grob ~850–1.000 kWh je kWp und Jahr. Wird genutzt, um Erträge abzuschätzen und Wirtschaftlichkeit zu rechnen.
Die kurzfristige Strombörse, an der die Preise entstehen, mit denen dein Strom in der Direktvermarktung verkauft wird. Day-Ahead: Preise für jede Stunde des Folgetags werden am Vortag festgelegt. Intraday: Handel noch am selben Tag, bis kurz vor der Lieferung. Betreiber in Deutschland ist die Börse EPEX SPOT.
Geld verdienen mit dem Preisunterschied über die Zeit: Strom kaufen/einspeichern, wenn er an der Börse billig ist, und verkaufen/ausspeichern, wenn er teuer ist. Bei Speichern der Kern des aktiven Stromhandels. Nach Verlusten, Gebühren und Akkuverschleiß bleibt oft nur wenig übrig — lohnt sich meist erst kombiniert mit anderen Nutzungen (Multi-Use).
Der Preisunterschied zwischen der günstigsten und der teuersten Stunde (bzw. Viertelstunde) eines Tages an der Börse — die Grundlage jeder Arbitrage. Je größer der Spread, desto mehr lässt sich theoretisch verdienen; real nutzbar ist nach Verlusten/Gebühren nur ein Teil davon.
Ein Dienstleister, der viele kleine Anlagen/Speicher bündelt und gemeinsam am Strommarkt vermarktet bzw. steuert — übernimmt für dich Bilanzkreis, Fahrplanmeldung, Handel und Abrechnung. In der Direktvermarktung faktisch dasselbe wie der Direktvermarkter; eng verwandt mit dem Virtuellen Kraftwerk.
Einen Speicher gleichzeitig für mehrere Zwecke nutzen — z. B. Eigenverbrauchs-Optimierung und Lastspitzenkappung und Arbitrage. Weil ein Speicher allein mit Arbitrage selten wirtschaftlich ist, „stapelt" man mehrere Erlösquellen. Knackpunkt ist die saubere Abgrenzung, welche Kilowattstunde welchem Zweck zuzuordnen ist (Messkonzept + MiSpeL-Regeln), weil daran unterschiedliche Netzentgelte/Umlagen hängen.
Ein „Konto", auf dem für ein Netzgebiet eingespeister und entnommener Strom gegenübergestellt wird — alles muss am Ende ausgeglichen sein (Einspeisung = Verbrauch). Dein eingespeister Solarstrom landet über deinen Direktvermarkter in so einem Bilanzkreis. Als Hausbesitzer musst du dich darum nicht selbst kümmern, das macht der Vermarkter.
Die Person oder Firma, die für den Ausgleich eines Bilanzkreises geradesteht — sorgt dafür, dass Einspeisung und Verbrauch zusammenpassen, und haftet für Abweichungen. In der Praxis ist das dein Direktvermarkter, nicht du.
Wenn in einem Bilanzkreis mehr oder weniger Strom fließt als geplant, gleicht der Netzbetreiber die Differenz aus — diese „Ausgleichsenergie" wird zu einem bundesweit einheitlichen Preis abgerechnet, dem reBAP (regelzonenübergreifender einheitlicher Bilanzausgleichsenergiepreis). Das ist der Preis dafür, dass Prognosen nie perfekt aufgehen. Auch hierum kümmert sich dein Vermarkter.
Wenn Stromleitungen überlastet zu werden drohen, weisen Netzbetreiber Anlagen an, mehr oder weniger einzuspeisen, um das Netz zu entlasten — das nennt man Redispatch. Seit „Redispatch 2.0" sind auch Erneuerbaren-Anlagen ab 100 kW einbezogen. Wird deine Anlage dafür heruntergefahren, bekommst du dafür einen finanziellen Ausgleich. Hausanlagen unter 100 kW sind nicht betroffen.
Der von den Übertragungsnetzbetreibern/der Bundesnetzagentur veröffentlichte Durchschnittspreis, den Solarstrom in einem Monat (bzw. Jahr) an der Börse erzielt hat. Bestimmt wird er als mengengewichteter Durchschnitt der tatsächlichen Solar-Einspeisung am Day-Ahead-Spotmarkt über den jeweiligen Monat (deshalb liegt er meist unter dem allgemeinen Strompreis-Mittel — Solarstrom kommt gebündelt mittags, wenn die Preise niedriger sind). Er ist der „MW" in der Marktprämien-Formel (MP = AW − MW) — und damit maßgeblich für deine Förderhöhe. Wichtig: Es zählt dieser Durchschnitt, nicht ein einzelner hoher Spotpreis zu einer bestimmten Stunde.
Die Bündelung vieler kleiner Anlagen und Speicher (PV, Wind, Batterien, flexible Verbraucher) zu einem gemeinsam gesteuerten und vermarkteten Verbund. So können auch kleine Anlagen am Strommarkt und bei Systemdienstleistungen mitspielen — das Geschäftsmodell vieler Direktvermarkter.
Ein Festlegungsverfahren der Bundesnetzagentur (Abschluss erwartet bis 30.06.2026), das regelt, wie Strommengen behandelt werden, wenn ein Speicher oder Ladepunkt nicht nur PV-Strom, sondern auch Netzstrom nutzt. Zwei Wege: die Pauschaloption (vereinfachte pauschale Zuordnung, für kleine Anlagen in Kombination mit PV bis 30 kWp) und die Abgrenzungsoption (messwertbasierte Zuordnung über Viertelstundenwerte). Damit wird der Mischbetrieb (geförderter Grünstrom + marktbezogener Netzstrom) regulatorisch sauber abbildbar — Grundlage u. a. für Speicher-Arbitrage und Multi-Use. Bis zur finalen Festlegung gilt: nicht spekulieren.
Eine im MiSpeL-Verfahren diskutierte Vereinfachung: Statt komplizierter stundengenauer Abrechnung würde für kleine Anlagen pauschal eine bestimmte Strommenge als gefördert angesetzt. Die genaue Ausgestaltung ist noch nicht festgelegt und Teil des laufenden BNetzA-Verfahrens.
Ein neues Fördermodell aus der EU-Strommarktreform, das die Marktprämie für Neuanlagen ab 2027 ablösen soll. Vereinfacht: Liegt der Börsenpreis unter einem vereinbarten Wert, gibt es Geld dazu; liegt er darüber, zahlt man die Differenz zurück. Die konkrete deutsche Umsetzung steht erst mit dem EEG 2027 fest und ist heute noch nicht final.
Ein Reformprozess der Bundesnetzagentur rund um die Netzentgelte (was man fürs Netz zahlt) — Ziel ist eine gerechtere, zukunftsfähige Verteilung dieser Kosten, gerade mit Blick auf Solar, Speicher und flexible Verbraucher. Ergebnisse stehen noch aus.
„Vehicle-to-Grid": Die Idee, dass dein E-Auto nicht nur lädt, sondern bei Bedarf auch Strom zurück ins Haus oder Netz speist — die Autobatterie wird zum Speicher. Technisch möglich, aber die rechtlichen, mess- und abrechnungstechnischen Rahmenbedingungen sind in Deutschland noch nicht fertig geregelt. Stand aller Angaben: 06/2026. Maßgeblich sind der jeweils aktuelle Gesetzestext (gesetze-im-internet.de), die Festlegungen der Bundesnetzagentur und deine konkrete Anlagensituation. Quellen: EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz), EnWG (Energiewirtschaftsgesetz), MsbG (Messstellenbetriebsgesetz), StromNZV, BNetzA.