Vermarktungskosten und Ausgleichsenergie in der Direktvermarktung

Drei Posten stecken im Wort „Vermarktungskosten“

Photovoltaikanlagen ab 100 Kilowatt installierter Leistung müssen ihren Strom nach dem EEG 2023 direkt vermarkten; die feste Einspeisevergütung steht ihnen nicht mehr offen. Der Regelfall ist die geförderte Direktvermarktung im Marktprämienmodell nach § 20 EEG: Der Direktvermarkter verkauft den Strom an der Börse, der Netzbetreiber zahlt die Marktprämie als Differenz zwischen dem anzulegenden Wert und dem Marktwert.

Zwischen dem Börsenerlös und dem, was auf Ihrem Konto landet, liegen drei Abzüge, die im Sprachgebrauch alle „Vermarktungskosten“ heißen — obwohl sie unterschiedliche Ursachen haben. Erstens das Dienstleistungsentgelt des Direktvermarkters für Handel, Prognose und Abwicklung. Zweitens die Ausgleichsenergie, die anfällt, wenn die tatsächliche Einspeisung von der angemeldeten Prognose abweicht. Drittens der gesetzlich ermittelte Abzugsbetrag, der ausschließlich ausgeförderte Anlagen betrifft, die ihren Strom über den Netzbetreiber abgeben.

Die Unterscheidung ist keine Wortklauberei. Der dritte Posten ist behördlich festgelegt und für alle gleich; die ersten beiden sind Verhandlungssache beziehungsweise Marktrisiko. Wer ein Angebot bewertet, muss wissen, welcher der drei Blöcke darin überhaupt enthalten ist — sonst vergleicht er Bruttoerlöse mit Nettoerlösen.

Hinzu kommt eine Erwartung, die sich in der Praxis oft nicht erfüllt: Das Marktprämienmodell garantiert, dass Sie mindestens auf das Niveau des anzulegenden Werts kommen. Der Mehrerlös gegenüber der festen Einspeisevergütung fällt im normalen Marktumfeld jedoch klein aus — Marktbeobachtungen für 2025 und 2026 nennen Größenordnungen von 0,1 bis 0,5 ct/kWh; eine amtliche Zahl gibt es dafür nicht. Genau deshalb entscheidet die Kostenseite darüber, ob am Ende ein Vorteil übrig bleibt.

Abzugsbetrag 2026: 0,228 ct/kWh für ausgeförderte Anlagen

Anlagen, deren 20-jährige EEG-Förderung ausgelaufen ist, können ihren Strom weiterhin an den Netzbetreiber abgeben. Vergütet wird der Jahresmarktwert abzüglich der Vermarktungskosten, die dem Netzbetreiber für die Vermarktung entstehen. Diesen Abzugsbetrag ermitteln die vier Übertragungsnetzbetreiber jährlich im Voraus und veröffentlichen ihn auf netztransparenz.de.

Für das Kalenderjahr 2026 beträgt der Abzugsbetrag 0,228 ct/kWh; veröffentlicht wurde er am 24. Oktober 2025. Das ist deutlich weniger als im Vorjahr: Für 2025 lag der Wert bei 0,715 ct/kWh. Ist an der Anlage ein intelligentes Messsystem installiert, halbiert sich der Abzug nach § 53 Absatz 4 EEG 2023 — für 2026 also rechnerisch 0,114 ct/kWh.

Was das ausmacht, zeigt eine einfache Hochrechnung: Bei einer angenommenen Einspeisung von 30.000 kWh im Jahr sind 0,228 ct/kWh rund 68 Euro, die 0,715 ct/kWh des Vorjahres dagegen rund 215 Euro. Mit intelligentem Messsystem sinkt der Abzug 2026 auf etwa 34 Euro. Diese Beträge entscheiden selten allein über den Weiterbetrieb, aber sie gehören in die Rechnung — zumal der Wert jedes Jahr neu festgelegt wird und die Richtung nicht garantiert ist.

Ausgleichsenergie: Wie aus einer Prognoseabweichung eine Rechnung wird

In der Direktvermarktung übernimmt der Direktvermarkter die Bilanzkreisverantwortung. Er meldet vorab, wie viel Strom Ihre Anlage in jeder Viertelstunde einspeisen wird. Weicht die tatsächliche Erzeugung davon ab — durch einen Wetterumschwung, eine Verschattung oder einen Ausfall —, muss die Differenz kurzfristig am Intraday-Markt gehandelt oder über Ausgleichsenergie beschafft werden.

Der zeitliche Ablauf erklärt, warum das überhaupt Geld kostet. Die Fahrpläne für den Folgetag stehen, bevor das Wetter des Folgetags bekannt ist. Zieht am Vormittag unerwartet Bewölkung auf, produziert die Anlage weniger als gemeldet — die fehlende Menge muss kurzfristig am Intraday-Markt nachgekauft werden, meist zu schlechteren Konditionen als am Vortag. Gelingt das nicht rechtzeitig, bleibt die Differenz als Ausgleichsenergie stehen und wird nachträglich abgerechnet.

Abgerechnet wird viertelstündlich über den regelzonenübergreifenden einheitlichen Ausgleichsenergiepreis, kurz reBAP. Er verteilt die tatsächlich angefallenen Regelenergiekosten auf die Verursacher, wird in Euro je Megawattstunde mit zwei Nachkommastellen angegeben und ist symmetrisch: Für eine Über- und eine Unterdeckung gilt derselbe Preis. Er kann auch negativ werden, sodass eine Abweichung in die eine Richtung Geld kostet und in die andere Erlöse bringt. Die heutige Berechnungsmethode geht auf den Beschluss BK6-19-552 der Bundesnetzagentur aus dem Jahr 2020 zurück und orientiert sich eng am Intraday-Viertelstundenhandel.

Für Sie als Betreiber ist entscheidend, dass diese Kosten den Bilanzkreisverantwortlichen treffen, nicht automatisch Sie. Ein Direktvermarkter bündelt Tausende Anlagen in einem Bilanzkreis; lokale Prognosefehler gleichen sich dabei teilweise aus. Dieser Portfolioeffekt ist der wirtschaftliche Kern des Geschäftsmodells. Ob und wie viel davon vertraglich an Sie weitergereicht wird, ist allerdings Verhandlungssache — und genau deshalb ein Punkt, den man im Vertrag nachlesen sollte, statt ihn zu unterstellen.

Jahresmarktwert Solar 4,508 ct/kWh: der Bezugswert, von dem abgezogen wird

Alle Abzüge wirken relativ zu einem Bezugswert, der selbst schwankt. Der Marktwert Solar ist der mit der bundesweiten Solarstromerzeugung gewichtete Durchschnitt der Day-Ahead-Börsenpreise. Die Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen ihn monatlich auf netztransparenz.de.

Der Jahresmarktwert Solar für 2025 liegt bei 4,508 ct/kWh, nach 4,624 ct/kWh im Jahr 2024. Hinter diesem Jahresmittel stehen erhebliche Ausschläge: Der niedrigste Monatswert 2025 lag im Juni bei 1,843 ct/kWh, der höchste im Dezember bei 9,373 ct/kWh — ein Faktor von gut fünf. Der Grund ist strukturell: In sonnenreichen Monaten speisen alle Anlagen gleichzeitig ein und drücken den Preis, in dunklen Monaten ist Solarstrom knapp und entsprechend wertvoll.

Für die Marktprämie kommt es darauf an, wann die Anlage in Betrieb ging: Für Anlagen ab dem 1. Januar 2023 wird der Jahresmarktwert herangezogen, für Anlagen aus den Jahren 2012 bis Ende 2022 der Monatsmarktwert. Und die Relation verschiebt sich mit dem Bezugswert: Ein Abzug von 0,228 ct/kWh sind bei einem Marktwert von 4,5 ct/kWh gut fünf Prozent — bei einem Monatswert von 1,8 ct/kWh dagegen mehr als zwölf Prozent. Prozentangaben aus Werbematerial sind deshalb nur aussagekräftig, wenn der zugrunde gelegte Marktwert dabeisteht.

Was im Direktvermarktungsvertrag zu prüfen ist

Das laufende Entgelt der Direktvermarkter bewegt sich nach Marktbeobachtung in einer Größenordnung von etwa 0,2 bis 0,4 ct/kWh und ist bei größeren Anlagen verhandelbar; eine amtliche Zahl gibt es dafür nicht. Dazu kommen einmalige Kosten für die Fernwirktechnik — marktüblich werden 1.500 bis 3.500 Euro genannt — sowie laufende Datenkosten von rund 200 bis 400 Euro im Jahr. Auch diese Werte sind Marktbeobachtung, keine festgelegten Preise.

Die Fernsteuerbarkeit nach § 10b EEG ist keine Option, sondern Voraussetzung der geförderten Direktvermarktung: Der Direktvermarkter muss die Ist-Einspeisung jederzeit abrufen und die Leistung reduzieren können. Prüfen Sie außerdem, wer die Ausgleichsenergie trägt, ob Serviceentgelte separat ausgewiesen werden und wie mit Zeiten negativer Börsenpreise umgegangen wird.

Beim Wechsel gilt: Innerhalb derselben Veräußerungsform ist ein Anbieterwechsel zum Monatsersten möglich, üblich sind Kündigungsfristen von etwa drei Monaten. Rechnen Sie Angebote deshalb nie am Bruttoerlös durch, sondern an dem, was nach allen Abzügen bleibt. MySmartEnergy ordnet die Positionen neutral ein — ohne selbst Strom zu erzeugen, zu handeln oder zu vermarkten.