Direktvermarktung nach Repowering: Welche Erlösmodelle relevant werden

Direktvermarktungspflicht ab 100 kW und die Wahl der Veräußerungsform

Anlagen ab 100 kW installierter Leistung sind zur Direktvermarktung verpflichtet (geregelt im Umfeld von § 21c EEG 2023). Wer nach einem Repowering oberhalb dieser Schwelle landet, vermarktet den Strom also nicht mehr über die feste Einspeisevergütung, sondern über das Marktprämienmodell. Betreiber unter 100 kW haben die Wahl: Einspeisevergütung nach § 21 EEG 2023 oder Marktprämie/Direktvermarktung nach § 20.

Für den Wechsel zwischen den Veräußerungsformen gilt eine harte Frist: Nach § 21b EEG 2023 darf je Anlage nur zum ersten Kalendertag eines Monats zwischen Marktprämie, Einspeisevergütung und sonstiger Direktvermarktung gewechselt werden. Direktvermarktung setzt zudem eine viertelstündliche Messung und Bilanzierung voraus. Wenn ein Repowering die Vermarktungsform umstellt, sollten Sie diesen Stichtag und die Messtechnik vorab einplanen, damit kein Vermarktungsmonat ohne saubere Bilanzierung anfällt.

Wie die gleitende Marktprämie rechnet — und was den anzulegenden Wert bestimmt

Die gleitende Marktprämie ist die Differenz aus dem anzulegenden Wert (z. B. aus einem Ausschreibungszuschlag) minus dem energieträgerspezifischen Monatsmarktwert. Liegt der Marktwert über dem anzulegenden Wert, reduziert sich die Prämie auf null. Die Anspruchsvoraussetzungen stehen in § 20 EEG 2023, die Berechnung in § 19 EEG 2023.

Der anzulegende Wert ist damit die zentrale Stellgröße nach einem Repowering. Als Bezugsgröße: Die durchschnittlichen (mengengewichteten) Zuschlagswerte in PV-Freiflächen-Ausschreibungen (erstes Segment) bewegten sich von rund 4,76 ct/kWh (Gebotstermin Dezember 2024) bis 4,94 ct/kWh (Gebotstermin 1. März 2026; höchster bezuschlagter Gebotswert 5,10 ct/kWh). Der jeweils geltende Höchstwert (Gebotsobergrenze) liegt darüber und ist nicht mit dem erzielten Zuschlagswert zu verwechseln. Für Windenergie an Land kommt ein Repowering-spezifischer Aufschlag hinzu: Nach § 30 EEG 2023 erhöht sich der anzulegende Wert um 0,5 ct/kWh, wenn die neue Anlage eine bestehende Anlage im selben oder benachbarten Landkreis ersetzt. Voraussetzungen sind unter anderem ein Inbetriebnahme-Stichtag der ersetzten Anlage sowie ein Rückbau frühestens 1 Jahr vor und spätestens 6 Monate nach Inbetriebnahme der Repowering-Anlage. Die genauen Bonus-Voraussetzungen sollten Sie am aktuellen Normtext verifizieren.

Marktwerte, negative Preise und das Erlösrisiko

Die Marktprämie deckt die Differenz zum Monatsmarktwert — das verbleibende Erlösrisiko liegt in der Schwankung dieses Marktwerts und im Spotmarkt. Amtliche Werte für Mai 2026 (Netztransparenz/ÜNB, veröffentlicht am 8. Juni 2026): Marktwert Solar 3,163 ct/kWh (gestiegen von 1,317 ct/kWh im April 2026; Mai 2025 lag er bei 1,997 ct/kWh). Wind an Land 9,534 ct/kWh, Wind auf See 9,235 ct/kWh, durchschnittlicher Spotmarktpreis (Baseload) 9,754 ct/kWh.

Zur Einordnung der Schwankungsbreite: Der Jahresmarktwert Solar 2025 lag bei 4,508 ct/kWh, die Monatsspanne 2025 reichte von 1,843 ct/kWh (Juni) bis 11,511 ct/kWh (Januar); Q1 2026 lag bei Januar 11,019, Februar 7,717 und März 5,455 ct/kWh (Stand der Quelle: April 2026). Diese Werte sind kein Versprechen künftiger Erlöse, sondern zeigen die Bandbreite.

Ein konkretes Risiko sind negative Börsenpreise: Im Mai 2026 lag der Day-ahead-Preis in 315 von 2.976 Viertelstunden unter 0 ct/kWh. 2025 wurde mit 573 Stunden negativer Preise ein historischer Rekord erreicht. Vom Vermarktungserlös gehen außerdem Servicegebühren der Direktvermarkter ab — Praxiswerte (kein amtlicher Wert): ab 1 MWp typischerweise 0,1–0,3 ct/kWh; im Bereich 100 kWp–1 MW oft 40–80 EUR/Monat plus rund 200 EUR Einrichtung; Pay-as-Produced-Modelle ca. 0,20 ct/kWh gegenüber ca. 0,15 ct/kWh beim Marktwert-Modell (Stand der Quelle: April 2026).

Förderfrei vermarkten: sonstige Direktvermarktung und PPA

Nicht jedes Repowering führt zurück in die EEG-Förderung. Bei ausgeförderten Ü20-Anlagen oder wenn eine Neuregistrierung nur niedrigere Tarife brächte, ist die sonstige Direktvermarktung nach § 21a EEG 2023 ein Weg: Der Strom wird ohne Inanspruchnahme der Zahlung nach § 19 Abs. 1 vermarktet — also ohne EEG-Förderung, aber mit der Möglichkeit, Herkunftsnachweise zu vermarkten. Das ist die typische Vertragsgrundlage für ausgeförderte Anlagen und PPA.

Zum PPA-Preisniveau in Deutschland gibt es keine amtlichen Zahlen, nur Marktindizes und Schätzungen (u. a. Pexapark, LevelTen, Stand 2026): langfristige Solar-PPAs aktuell meist rund 55–70 EUR/MWh (ca. 5,5–7,0 ct/kWh), Wind-PPAs etwas stabiler bei rund 60–80 EUR/MWh (ca. 6–8 ct/kWh). Diese Werte schwanken stark und sind keine Anlageberatung. Das Geschäftsmodell steht unter Druck: Die angekündigte PPA-Kapazität in Deutschland sank auf rund 200 MW im ersten Halbjahr 2025 und auf nur wenige MW im zweiten Halbjahr 2025 — ein Treiber sind die negativen Strompreise. Vorsicht außerdem beim Modul-Repowering mit erheblicher Mehrleistung: Das kann eine Anlagen-Neuregistrierung auslösen, dann gelten aktuelle statt der alten höheren Tarife (grobe Orientierung Stand November 2025: rund 7,86 ct/kWh bis 10 kWp, 6,8 ct/kWh bis 40 kWp).

Was beschlossen ist und was nur Entwurf ist: EEG 2027

Trennen Sie hier klar zwischen geltendem Recht und Plänen. Beschlossen: Die beihilferechtliche Genehmigung der bestehenden Marktprämie endet zum 31.12.2026 — die Erlössicherheit über das heutige Modell ist also ab 2027 nicht automatisch garantiert.

Noch nicht beschlossen: Der Arbeitsentwurf zum EEG 2027 (Stand 22.01.2026, in Ressortabstimmung) sieht eine Umstellung von der Marktprämie auf zweiseitige Differenzverträge (Contracts for Difference) vor. Geplant ist ab 01.01.2027 grundsätzlich eine Direktvermarktungspflicht für Neuanlagen, mit einer befristeten Marktwertdurchleitung: Für Inbetriebnahmen im Jahr 2027 (vor dem 01.01.2028) gilt sie für Anlagen unter 25 kW, für Inbetriebnahmen ab 2028 (nach dem 31.12.2027) nur noch für Anlagen unter 10 kW; ab 2029 entfällt sie ganz. Mehrerlöse oberhalb des anzulegenden Werts wären zurückzuzahlen (Refinanzierungsbeitrag). Das ist ein Referenten-/Arbeitsentwurf, kein geltendes Recht — die Details können sich im Gesetzgebungsverfahren ändern. Für die Repowering-Kalkulation ab 2027 heißt das: Mit dem Auslaufen der Marktprämien-Genehmigung Ende 2026 rechnen, den CfD-Mechanismus als mögliche Folge im Blick behalten, aber nicht als Faktum ansetzen.