Direktvermarktung bedeutet, dass der Strom einer Erneuerbare-Energien-Anlage nicht an den Netzbetreiber gegen eine feste Einspeisevergütung abgegeben, sondern über einen Direktvermarkter an der Strombörse oder an einen Abnehmer verkauft wird. Für neue Photovoltaikanlagen mit mehr als 100 kW installierter Leistung ist das in Deutschland keine Wahl, sondern Pflicht: Sie erhalten ihre EEG-Förderung nur noch als gleitende Marktprämie [Quelle: Bundesministerium der Justiz, Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2023), §§ 20, 21, https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__21.html]. Die Marktprämie gleicht die Differenz zwischen dem anlagenspezifischen anzulegenden Wert und dem Marktwert des Stroms aus [Quelle: EEG 2023, Anlage 1 (zu § 23a), https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/anlage_1.html].
Wie stark der Markt das Ergebnis bestimmt, zeigt 2025: Der Day-Ahead-Strompreis lag im Jahresmittel bei 8,932 ct/kWh, der Jahresmarktwert Solar aber nur bei 4,508 ct/kWh [Quelle: Übertragungsnetzbetreiber, netztransparenz.de, „Marktwertübersicht“, abgerufen 10/2026, https://www.netztransparenz.de/de-de/Erneuerbare-Energien-und-Umlagen/EEG/Transparenzanforderungen/Marktpr%C3%A4mie/Marktwert%C3%BCbersicht]. Solarstrom erlöst damit nur rund die Hälfte des Durchschnittspreises. Hinzu kommen negative Preise, Pflichten zur Fernsteuerbarkeit, Redispatch 2.0 und eine EEG-Novelle, die die Direktvermarktung ab 2027 zum Regelfall auch für kleinere Anlagen machen soll.
Diese Seite erklärt, wie Direktvermarktung technisch und wirtschaftlich funktioniert, welche Mess-, Steuerungs- und Kommunikationsinfrastruktur dafür nötig ist, wie Unternehmen Direktvermarktung mit Eigenverbrauch und Batteriespeichern kombinieren und welche Kennzahlen bei der Auswahl eines Direktvermarkters entscheidend sind.
Inhaltsverzeichnis
Was ist Direktvermarktung?
Bei der Direktvermarktung verkauft der Anlagenbetreiber den erzeugten Strom selbst oder über einen beauftragten Dienstleister – den Direktvermarkter – an Dritte. Physisch fließt der Strom weiterhin in das öffentliche Netz. Energiewirtschaftlich wird er jedoch einem Bilanzkreis zugeordnet, für den ein Bilanzkreisverantwortlicher Fahrpläne anmeldet und Abweichungen ausgleicht. Der Strom wird damit zu einem handelbaren Produkt am Day-Ahead- und Intraday-Markt.
Für Unternehmen ist Direktvermarktung in drei Konstellationen relevant: bei eigenen PV-Dach- oder Freiflächenanlagen mit mehr als 100 kW, bei Anlagen nach Ende der 20-jährigen EEG-Förderung und bei Projekten, deren Strom über ein Power Purchase Agreement (PPA) an einen festen Abnehmer verkauft werden soll Stromhandel & EE-PPA. In allen Fällen gilt: Der Erlös hängt nicht mehr nur von einem gesetzlichen Satz ab, sondern von Marktpreisen, Erzeugungsprofil, Prognosegüte und der Fähigkeit, die Anlage marktpreisorientiert zu steuern.
Infobox: Begriffe kurz erklärt
- Anzulegender Wert: anlagenspezifischer Förderwert in ct/kWh, gesetzlich festgelegt oder in einer Ausschreibung ermittelt.
- Marktwert (MW): mengengewichteter Börsenpreis aller Einspeisungen eines Energieträgers in einem Monat oder Jahr, veröffentlicht von den Übertragungsnetzbetreibern.
- Bilanzkreis: virtuelles Energiemengenkonto, in dem Einspeisungen und Entnahmen je Viertelstunde ausgeglichen sein müssen.
- Ausgleichsenergie: Kosten für Abweichungen zwischen angemeldetem Fahrplan und tatsächlicher Einspeisung.
- Capture Rate: Verhältnis zwischen dem Marktwert einer Technologie und dem durchschnittlichen Börsenpreis.
Veräußerungsformen im EEG: Einspeisevergütung, Marktprämie, sonstige Direktvermarktung
Das EEG unterscheidet mehrere Veräußerungsformen, zwischen denen Anlagenbetreiber unter bestimmten Bedingungen monatlich wechseln können [Quelle: EEG 2023, §§ 21b, 21c, https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__21b.html]. Nach Angaben des Monitoringberichts von Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt entfielen 2024 rund 72 % der nach dem EEG eingespeisten Strommengen auf die Marktprämie, rund 16 % auf die Einspeisevergütung und rund 12 % auf sonstige Formen der Direktvermarktung [Quelle: Bundesnetzagentur / Bundeskartellamt, „Monitoring report 2025“, 2025, https://data.bundesnetzagentur.de/Bundesnetzagentur/SharedDocs/Downloads/EN/Areas/ElectricityGas/CollectionCompanySpecificData/Monitoring/MonitoringReport2025.pdf; Seitenzahl wird derzeit geprüft].
Tabelle 1: Veräußerungsformen im Vergleich (Stand 10/2026)
Veräußerungsform | Erlös des Betreibers | Typischer Anwendungsfall |
|---|---|---|
Einspeisevergütung (§ 21 EEG) | Fester Satz je kWh über 20 Jahre; Netzbetreiber nimmt Strom ab | Anlagen bis 100 kW, insbesondere kleine Dachanlagen |
Marktprämienmodell (§ 20 EEG) | Börsenerlös über Direktvermarkter plus Marktprämie = anzulegender Wert − Marktwert (nicht negativ) | Pflicht für Neuanlagen > 100 kW; Ausschreibungsanlagen |
Sonstige Direktvermarktung (§ 21a EEG) | Vertraglich vereinbarter Preis ohne EEG-Förderung; Herkunftsnachweise möglich | PPA, Ü20-Anlagen, ungeförderte Neuanlagen |
Mieterstrom / Eigenversorgung | Vermiedener Bezug bzw. Lieferpreis an Dritte vor Ort | Kombination mit Direktvermarktung des Überschusses |
Eigene Darstellung auf Basis EEG 2023, §§ 20, 21, 21a.
Eine Besonderheit betrifft den Grünstromnachweis: Strom, für den Marktprämie oder Einspeisevergütung gezahlt wird, erhält keine Herkunftsnachweise. Das Doppelvermarktungsverbot verhindert, dass die Grünstromeigenschaft zweimal verkauft wird [Quelle: Umweltbundesamt, „Hintergrundwissen Ökostrom: Stromkennzeichen & Herkunftsnachweis“, 2026, https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/erneuerbare-energien/hintergrundwissen-oekostrom-stromkennzeichen; EEG 2023, §§ 79, 80]. Wer den Grünstrom-Mehrwert eines Herkunftsnachweises nutzen will, muss in die sonstige Direktvermarktung wechseln und verzichtet für diese Mengen auf die Marktprämie.
Wie die Marktprämie berechnet wird
Die Marktprämie ist eine einseitige, gleitende Prämie: Sie wird vom Netzbetreiber gezahlt und berechnet sich als Differenz zwischen anzulegendem Wert (AW) und Marktwert (MW). Liegt der Marktwert über dem anzulegenden Wert, beträgt die Marktprämie null – der Betreiber behält den höheren Börsenerlös [Quelle: EEG 2023, Anlage 1 (zu § 23a), https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/anlage_1.html].
Marktprämie (ct/kWh) = max(0; anzulegender Wert − Marktwert)
Welcher Marktwert gilt, hängt vom Inbetriebnahmejahr ab: Für Anlagen mit Inbetriebnahme oder Zuschlag ab dem 1. Januar 2023 wird der Jahresmarktwert herangezogen, für ältere Anlagen der Monatsmarktwert [Quelle: EEG 2023, Anlage 1; Darstellung der Übertragungsnetzbetreiber auf netztransparenz.de, https://www.netztransparenz.de/de-de/Erneuerbare-Energien-und-Umlagen/EEG/Transparenzanforderungen/Marktpr%C3%A4mie/Marktwert%C3%BCbersicht]. Das hat praktische Folgen: Beim Jahresmarktwert steht die Marktprämie erst nach Jahresende fest, unterjährig werden Abschläge gezahlt.
Der anzulegende Wert ergibt sich entweder gesetzlich aus §§ 48, 49 EEG – bei kleineren Gebäudeanlagen ist darin die Managementprämie von 0,4 ct/kWh bereits enthalten [Quelle: EEG 2023, § 53, https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__53.html] – oder aus einer Ausschreibung. In der Ausschreibung für Solaranlagen auf Gebäuden zum Gebotstermin 1. Juni 2026 lagen die Zuschlagswerte zwischen 8,40 und 10,00 ct/kWh; der mengengewichtete Durchschnitt betrug 9,72 ct/kWh bei einem Höchstwert von 10,00 ct/kWh [Quelle: Bundesnetzagentur, Pressemitteilung „Ausschreibung für Aufdach-Solaranlagen zum 1. Juni 2026 trotz deutlichen Anstiegs der Gebotsmenge nochmals unterzeichnet“, 16.07.2026, https://www.bundesnetzagentur.de/1111668].
- Jahresmarktwert Solar 2025
- Marktprämie
- Vermarktungsentgelt (Beispiel)
Bundesnetzagentur (Ausschreibung 1.6.2026); Übertragungsnetzbetreiber (netztransparenz.de)
Marktwert Solar und Strompreise: die wirtschaftliche Ausgangslage
Der Marktwert Solar ist der mit der bundesweiten Solareinspeisung gewichtete Durchschnitt der Day-Ahead-Preise. Weil viele PV-Anlagen gleichzeitig erzeugen, drückt die Mittagsspitze die Preise genau in den Stunden, in denen PV-Strom verkauft wird. Dieser Kannibalisierungseffekt zeigt sich in der Capture Rate: 2025 erreichte Solarstrom mit 4,508 ct/kWh nur rund 50 % des durchschnittlichen Börsenwerts von 8,932 ct/kWh [Quelle: netztransparenz.de, Marktwertübersicht, https://www.netztransparenz.de/de-de/Erneuerbare-Energien-und-Umlagen/EEG/Transparenzanforderungen/Marktpr%C3%A4mie/Marktwert%C3%BCbersicht].
Tabelle 2: Jahresmarktwerte Solar und Börsenpreis (ct/kWh)
Jahr | Marktwert Solar | Hinweis |
|---|---|---|
2022 | 20,806 | MW_Solar(a) nach § 33 EEG 2012; Energiepreiskrise |
2023 | 8,003 | MW_Solar(a) nach § 33 EEG 2012 |
2024 | 5,858 / 4,624 | MW_Solar(a) nach § 33 EEG 2012 / Jahresmarktwert nach Anlage 1 EEG 2023 |
2025 | 6,170 / 4,508 | MW_Solar(a) nach § 33 EEG 2012 / Jahresmarktwert nach Anlage 1 EEG 2023; Jahresmarktwert aller Energieträger 8,932 |
Quelle: Übertragungsnetzbetreiber, netztransparenz.de, Marktwertübersicht, abgerufen 10/2026. Die beiden Werte je Jahr beruhen auf unterschiedlichen Berechnungsvorschriften und sind nicht direkt vergleichbar.
Innerhalb des Jahres schwankt der Marktwert erheblich. 2025 lag der Monatsmarktwert Solar im Juni bei rund 1,84 ct/kWh, im Dezember bei rund 9,37 ct/kWh [Quelle: netztransparenz.de, Monatsmarktwerte 2025, https://www.netztransparenz.de/de-de/Erneuerbare-Energien-und-Umlagen/EEG/Transparenzanforderungen/Marktpr%C3%A4mie/Marktwert%C3%BCbersicht]. Gleichzeitig traten 2025 in 573 Stunden negative Day-Ahead-Preise auf, nach 457 Stunden im Jahr 2024 [Quelle: Bundesnetzagentur, Pressemitteilung „Bundesnetzagentur veröffentlicht Daten zum Strommarkt 2025“, 05.01.2026, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260105_Smard.html]. Für den Betreiber heißt das: Der Wert einer eingespeisten Kilowattstunde hängt von Monat, Uhrzeit und Steuerbarkeit der Anlage ab.
Für Unternehmen mit PV-Anlage verschiebt sich damit der Vergleichsmaßstab. Eine selbst verbrauchte Kilowattstunde ersetzt Bezugsstrom, der für kleine und mittlere Industriebetriebe 2026 im Durchschnitt 17,2 ct/kWh kostet [Quelle: BDEW, „BDEW-Strompreisanalyse Herbst 2026“, 21.08.2026, https://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/bdew-strompreisanalyse/]. Direktvermarktung ist deshalb in der Regel der Absatzweg für den Überschuss – nicht die Alternative zum Eigenverbrauch Eigenverbrauchsoptimierung.
Eigene Darstellung auf Basis der veröffentlichten Monatsmarktwerte der Übertragungsnetzbetreiber | netztransparenz.de. Werte unverändert aus der offiziellen CSV-Datei; ct/kWh, Januar–Dezember 2025. Abruf 24.10.2026.
So funktioniert Direktvermarktung technisch: von der Prognose bis zur Abrechnung
Direktvermarktung ist ein energiewirtschaftlicher Prozess, der viertelstündlich abläuft. Die Wirkungskette reicht von der Erzeugungsprognose über die Fahrplananmeldung bis zur Bilanzkreisabrechnung:
- Prognose: Der Direktvermarkter erstellt auf Basis von Wetterdaten, Anlagenstammdaten und Echtzeitwerten eine Einspeiseprognose für den Folgetag und aktualisiert sie untertägig.
- Day-Ahead-Handel: Die prognostizierte Menge wird in der Day-Ahead-Auktion verkauft. Seit dem 1. Oktober 2025 werden dort in der Gebotszone Deutschland/Luxemburg Viertelstundenprodukte gehandelt [Quelle: EPEX SPOT, „15-minute products live in EPEX SPOT Day-Ahead markets“, 2025, https://www.epexspot.com/en/news/15-minute-products-live-epex-spot-day-ahead-markets; Titel und Datum werden derzeit geprüft].
- Intraday-Handel: Prognoseänderungen werden im kontinuierlichen Intraday-Handel bis kurz vor Lieferung nachgehandelt.
- Fahrplan und Bilanzkreis: Der Bilanzkreisverantwortliche meldet Fahrpläne an den Übertragungsnetzbetreiber. Abweichungen zwischen Fahrplan und Ist-Einspeisung werden als Ausgleichsenergie abgerechnet.
- Steuerung: Bei negativen oder sehr niedrigen Preisen regelt der Direktvermarkter die Anlage über eine Fernsteuerung ab oder verlagert Energie in einen Speicher.
- Abrechnung: Der Direktvermarkter zahlt den Börsenerlös abzüglich seines Entgelts; der Netzbetreiber zahlt die Marktprämie auf Basis der gemessenen Einspeisung.
Prognosegüte als Kostenfaktor
Jede Abweichung zwischen Prognose und Ist-Einspeisung verursacht Kosten für Ausgleichsenergie oder Intraday-Nachhandel. Diese Kosten trägt zunächst der Direktvermarkter; er preist sie in sein Entgelt ein. Gute Prognosen hängen von korrekten Stammdaten (Ausrichtung, Neigung, Wechselrichterleistung, Abregelungsgrenzen), von Echtzeitdaten der Anlage und von der Kenntnis des Eigenverbrauchs am Standort ab. Gerade bei Gewerbeanlagen mit Eigenverbrauch ist nicht die Erzeugung, sondern der Überschuss am Netzverknüpfungspunkt zu prognostizieren – das erfordert Lastprognosen und eine Abstimmung mit dem Energiemanagementsystem Energiemanagement & EMS.
Vermarktungsprodukte
Direktvermarkter bieten unterschiedliche Vergütungsmodelle an: Spot-Indexierung (Weitergabe des tatsächlichen Börsenerlöses abzüglich Entgelt), Marktwert-Modelle (Auszahlung des veröffentlichten Marktwerts, Profil- und Prognoserisiko beim Vermarkter) oder Festpreise für einen Zeitraum. Je mehr Risiko der Vermarkter übernimmt, desto höher fällt in der Regel sein Abschlag aus. Konkrete Marktpreise für Vermarktungsentgelte werden nicht amtlich veröffentlicht [Quelle wird derzeit geprüft]; sie sollten über Vergleichsangebote ermittelt werden.
- Prognose
- Day-Ahead
- Intraday
- Fahrplan/Bilanzkreis
- Steuerung
- Messung
- Abrechnung Marktprämie/Börsenerlös
Komponenten und Systemarchitektur
Damit eine Anlage direkt vermarktet werden kann, müssen Erzeugung, Messung, Steuerung und Marktkommunikation zusammenspielen. Die folgende Übersicht zeigt die typischen Komponenten bei einer Gewerbeanlage mit Eigenverbrauch:
Tabelle 3: Komponenten der Direktvermarktung
Komponente | Funktion | Hinweis für die Planung |
|---|---|---|
PV-Generator und Wechselrichter | Erzeugung; Wirkleistungsbegrenzung per Sollwert | Regelbarkeit in Stufen oder stufenlos; Reaktionszeit prüfen |
Abrechnungsmessung (RLM bzw. intelligentes Messsystem) | Viertelstundenwerte für Einspeisung und Bezug | Grundlage für Marktprämie und Bilanzierung |
Fernsteuerungstechnik (Direktvermarkter) | Abruf der Ist-Einspeisung, Reduzierung der Einspeiseleistung | § 10b EEG; heute häufig Fernwirkbox, künftig zunehmend über Smart Meter Gateway |
Steuerbox / Smart Meter Gateway | Gesicherter Steuerkanal für Netzbetreiber und Marktakteure | BSI TR-03109-5 für CLS-Kommunikationsadapter |
Netz- und Anlagenschutz, Parkregler | Einhaltung der Anschlussbedingungen, Blindleistung | Bei Mittelspannung nach VDE-AR-N 4110 [Ausgabestand wird derzeit geprüft] |
Energiemanagementsystem | Koordiniert Eigenverbrauch, Speicher, Lasten und Vermarktungssignale | Schnittstellen (z. B. Modbus TCP, REST-API) mit Direktvermarkter abstimmen |
Batteriespeicher (optional) | Verlagerung von Überschüssen in Hochpreiszeiten | Messkonzept für Graustrom/Grünstrom klären |
Eigene Darstellung.
Wie die Systeme miteinander verbunden sind
In der Praxis entstehen zwei Steuerpfade: Der Netzbetreiber benötigt Zugriff für netzdienliche Eingriffe, etwa im Redispatch; der Direktvermarkter benötigt Zugriff für marktgetriebene Abregelung und zur Abfrage der Ist-Einspeisung. Beide Pfade dürfen sich nicht widersprechen. Bewährt hat sich eine Hierarchie, in der netzseitige Vorgaben Vorrang haben, das EMS am Standort den Eigenverbrauch und den Speicher koordiniert und der Direktvermarkter Preissignale bzw. Leistungsobergrenzen an das EMS übergibt – statt direkt und unkoordiniert auf die Wechselrichter zuzugreifen.
Energieflüsse
- PV
- Wechselrichter
- Verbraucher
Mess-, Steuer- und Kommunikationswege
- Zähler
- Smart Meter Gateway/Steuerbox
- EMS
Fernsteuerung
- Direktvermarkter-Leitsystem
- Fernwirkbox
- EMS
Mess-, Steuerungs- und Kommunikationstechnik
Messung
Für die Abrechnung der Marktprämie und die Bilanzierung werden Viertelstundenwerte benötigt. Bei Erzeugungsanlagen nach EEG mit mehr als 100 kW erfolgt die Messung nach dem Messstellenbetriebsgesetz durch eine Zählerstandsgangmessung oder eine viertelstündige registrierende Einspeisegangmessung [Quelle: Messstellenbetriebsgesetz (MsbG), § 55 Abs. 3, https://www.gesetze-im-internet.de/messbg/__55.html]. Bei Eigenverbrauch muss das Messkonzept Erzeugung, Einspeisung und Bezug so abgrenzen, dass Marktprämie, Stromsteuer und gegebenenfalls Drittmengen korrekt abgerechnet werden.
Fernsteuerbarkeit
Anlagen im Marktprämienmodell müssen fernsteuerbar sein: Der Direktvermarkter muss die Ist-Einspeisung abrufen und die Einspeiseleistung ferngesteuert reduzieren können [Quelle: EEG 2023, § 10b, https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__10b.html]. Zusätzlich gelten die technischen Vorgaben nach § 9 EEG für die Steuerbarkeit durch den Netzbetreiber [Quelle: EEG 2023, § 9, https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__9.html]. Für die sichere Anbindung an das intelligente Messsystem hat das BSI Mindestanforderungen an CLS-Kommunikationsadapter definiert [Quelle: Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik, „Technische Richtlinie BSI TR-03109-5“, https://www.bsi.bund.de/DE/Themen/Unternehmen-und-Organisationen/Standards-und-Zertifizierung/Smart-metering/Kommunikationsadapter/TechnRichtlinie/TR-03109-5.html].
Daten und Schnittstellen
Für eine marktorientierte Steuerung benötigt das EMS am Standort Preis- und Steuersignale in maschinenlesbarer Form. Üblich sind Webschnittstellen (APIs) des Direktvermarkters für Fahrpläne, Leistungsobergrenzen und Preissignale sowie lokale Feldbus-Protokolle wie Modbus TCP zu Wechselrichtern und Speichern. Wichtig sind definierte Rückfallebenen: Fällt die Kommunikation aus, muss die Anlage in einen sicheren und regelkonformen Zustand wechseln.
Negative Strompreise, Abregelung und Speicher
Seit Inkrafttreten des sogenannten Solarspitzengesetzes am 25. Februar 2025 entfällt für neu in Betrieb genommene Anlagen der Anspruch auf Marktprämie bzw. Einspeisevergütung für jede Viertelstunde mit negativem Spotmarktpreis [Quelle: EEG 2023, § 51, https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__51.html]. Die betroffenen Zeiträume werden nach § 51a EEG an das Ende des Vergütungszeitraums angehängt [Quelle: EEG 2023, § 51a, https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__51a.html; Umrechnungsfaktor für Solaranlagen wird derzeit geprüft]. Für Bestandsanlagen gelten die Übergangsregeln ihres Inbetriebnahmejahres.
In der Direktvermarktung entsteht damit ein klares Steuerungssignal: Bei negativen Preisen kostet jede eingespeiste Kilowattstunde Geld, ohne dass eine Marktprämie den Verlust ausgleicht. Der Direktvermarkter regelt die Anlage deshalb ab. Für Unternehmen mit Eigenverbrauch ist das nur die halbe Antwort – in diesen Viertelstunden ist es wirtschaftlich, den Solarstrom vollständig selbst zu nutzen, flexible Lasten vorzuziehen oder einen Speicher zu laden.
Batteriespeicher in der Direktvermarktung
Ein Batteriespeicher hinter dem Netzanschlusspunkt kann PV-Überschüsse aus Niedrig- und Negativpreisphasen in Abend- und Morgenstunden mit höheren Preisen verschieben. Der Mehrerlös ergibt sich aus der Preisdifferenz abzüglich der Wirkungsgradverluste. Wird der Speicher auch aus dem Netz geladen, ist das Messkonzept entscheidend, damit geförderter und nicht geförderter Strom korrekt abgegrenzt werden [Quelle: EEG 2023, § 19 Abs. 3, https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__19.html; Anwendbarkeit im Einzelfall wird derzeit geprüft]. Der Regierungsentwurf zum EEG 2027 setzt ausdrücklich Anreize für Speicher neben PV-Anlagen und Windparks (Co-Location) [Quelle: Bundesregierung, „Kabinett beschließt EEG-Novelle und Netzpaket“, 29.07.2026, https://www.bundesregierung.de/breg-de/aktuelles/kabinett-eeg-novelle-netzpaket-strom-2448636]. Weitere Einsatzfelder des Speichers sind Lastspitzenkappung und Stromhandel Peak-Shaving Batteriespeicher.
Eigene Darstellung auf Basis von Daten der Bundesnetzagentur | SMARD.de, Marktgebiet DE-LU. CC BY 4.0; Abruf 24.10.2026. Realer Day-Ahead-Preis vom 01.06.2025; negative Preise sind hinterlegt. Für diesen Tag führt SMARD die Stundenpreise auf dem Viertelstundenraster. PV-Erzeugung, Einspeisung und Speicher sind Beispieldaten (eigene Modellierung).
Modell: 500 kWp PV; Juni-Mittelprofil aus European Commission, Joint Research Centre / PVGIS 5.3 (SARAH3, 2005–2023), Trier, 30° Süd, 14 % pauschale Verluste. Stündliche Strahlungswerte auf 15 Minuten interpoliert und von MEZ auf MESZ verschoben. Speicher 500 kWh / 200 kW, 95 % Wirkungsgrad je Richtung, Anfangs- und Mindest-SoC 10 %. Bei negativen Preisen: PV laden, Überschuss abregeln; ab 18 Uhr bei mindestens 100 €/MWh entladen. Ohne Standortlast; keine gemessene PV-Erzeugung dieses Tages.
Direktvermarktung und Eigenverbrauch kombinieren
Für Gewerbebetriebe ist die Kombination aus Eigenverbrauch und Direktvermarktung des Überschusses der Regelfall. Technisch und vertraglich sind dabei drei Punkte zu beachten:
- Prognose des Überschusses: Der Direktvermarkter muss die Netzeinspeisung prognostizieren, nicht die Erzeugung. Lastgangdaten und Betriebskalender (Schichten, Wochenenden, Betriebsferien) gehören in die Vertragsunterlagen.
- Vorrang und Steuerlogik: Es muss geregelt sein, ob bei negativen Preisen nur die Einspeisung oder die gesamte Erzeugung begrenzt wird. Eine Abregelung der Gesamterzeugung würde Eigenverbrauch vernichten und den Netzbezug erhöhen.
- Ausschreibungsanlagen: Für Anlagen mit Zuschlag aus Ausschreibungen gelten Einschränkungen bei der Eigenversorgung [Quelle: EEG 2023, § 27a, https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__27a.html; aktuelle Ausnahmen werden derzeit geprüft]. Die Wahl zwischen gesetzlichem anzulegendem Wert mit Eigenverbrauch und Ausschreibung ist daher eine wirtschaftliche Grundsatzentscheidung.
Wirtschaftlichkeit der Direktvermarktung: Kennzahlen und Beispielrechnung
Entscheidende Kennzahlen
- Erlös je kWh (ct/kWh): Börsenerlös plus Marktprämie abzüglich Vermarktungsentgelt.
- Anlagenspezifische Capture Rate: Verhältnis des eigenen Profilwerts zum Marktwert Solar; Ost-West-Anlagen erzielen tendenziell höhere Werte als reine Südanlagen.
- Anteil der Erzeugung in Negativpreis-Viertelstunden: bestimmt den Förderausfall bei Neuanlagen.
- Vermarktungsentgelt und Risikoabschläge: Prognose-, Profil- und Ausgleichsenergierisiko.
- Verfügbarkeit der Fernsteuerung: Ausfälle der Kommunikation können Pönalen oder Erlösverluste verursachen.
Beispielrechnung: PV-Dachanlage mit Zuschlag aus der Ausschreibung
Die folgende Beispielrechnung zeigt die Rechenlogik für eine volleinspeisende Dachanlage. Alle Annahmen sind Beispiel- bzw. Orientierungswerte und ersetzen keine Einzelfallprüfung. Für die Marktprämie wird vereinfachend der Jahresmarktwert Solar 2025 angesetzt.
Tabelle 4: Beispielrechnung Direktvermarktung im Marktprämienmodell (Beispielwerte)
Parameter | Wert | Erläuterung |
|---|---|---|
Anlagenleistung / spezifischer Ertrag | 1.500 kWp / 950 kWh/kWp | Annahme |
Jahreserzeugung (Netzeinspeisung) | 1.425 MWh | Volleinspeisung |
Anzulegender Wert | 9,72 ct/kWh | Durchschnittlicher Zuschlagswert Dach, Gebotstermin 1.6.2026 |
Marktwert (Jahresmarktwert Solar 2025) | 4,508 ct/kWh | netztransparenz.de |
Marktprämie | 5,212 ct/kWh → 74.271 €/a | 9,72 − 4,508 |
Börsenerlös (Annahme: Erlös = Marktwert) | 64.239 €/a | 1.425 MWh × 4,508 ct/kWh |
Summe vor Abzügen | 138.510 €/a | entspricht 9,72 ct/kWh |
Vermarktungsentgelt (Annahme 0,3 ct/kWh) | − 4.275 €/a | Beispielwert, marktabhängig |
Förderausfall in Negativpreis-Viertelstunden (Annahme 8 % der Erzeugung, Anlage abgeregelt) | − 11.081 €/a | 114 MWh × 9,72 ct/kWh; teilweise Nachholung nach § 51a EEG |
Nettoerlös | ca. 123.150 €/a | ≈ 8,64 ct/kWh bezogen auf die mögliche Erzeugung |
Eigene Berechnung mit Beispielwerten auf Basis von Bundesnetzagentur (Zuschläge 1.6.2026) und netztransparenz.de (Jahresmarktwert Solar 2025).
Drei Erkenntnisse ergeben sich aus der Rechnung: Erstens wirkt die Marktprämie als Erlösuntergrenze – sinkt der Marktwert, steigt die Prämie. Zweitens verbleiben Profil- und Negativpreisrisiko beim Betreiber; im Beispiel kostet allein die Annahme von 8 % Erzeugung in Negativpreisphasen rund 8 % des Erlöses. Drittens entscheidet das Vermarktungsentgelt über mehrere Tausend Euro pro Jahr. Ein Vergleich mehrerer Direktvermarktungsangebote auf Basis derselben Erzeugungsprognose ist deshalb Pflicht.
Sonstige Direktvermarktung als Alternative
Liegt der erwartete Marktwert dauerhaft über dem anzulegenden Wert oder ist ein langfristiger Abnehmer vorhanden, kann die sonstige Direktvermarktung über ein PPA attraktiver sein. Der Betreiber verzichtet dann auf die Marktprämie, kann aber Herkunftsnachweise vermarkten und Preise für mehrere Jahre fixieren. Belastbare amtliche Marktpreise für Herkunftsnachweise liegen nicht vor [Quelle wird derzeit geprüft]. Die Vertragsgestaltung wird auf der Seite zu PPAs vertieft Stromhandel & EE-PPA.
- Marktprämienmodell
- Sonstige Direktvermarktung
Rechtlicher und regulatorischer Rahmen
Erneuerbare-Energien-Gesetz
- § 20 EEG: Marktprämie für direkt vermarkteten Strom; Voraussetzungen u. a. Fernsteuerbarkeit und Bilanzierung in einem Bilanz- oder Unterbilanzkreis, der ausschließlich EE-Strom enthält [Quelle: EEG 2023, § 20, https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__20.html].
- § 21 EEG: Einspeisevergütung für Anlagen bis 100 kW; § 21a EEG: sonstige Direktvermarktung; §§ 21b, 21c EEG: Zuordnung und Wechsel der Veräußerungsform [Quelle: EEG 2023, https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/].
- § 10b EEG: Fernsteuerbarkeit; § 9 EEG: technische Vorgaben zur Steuerbarkeit durch Netzbetreiber.
- §§ 51, 51a EEG: Wegfall der Förderung bei negativen Preisen und Verlängerung des Förderzeitraums.
- §§ 79, 80 EEG: Herkunftsnachweise und Doppelvermarktungsverbot.
- Ausschreibungen: Solaranlagen auf Gebäuden mit mehr als 1 MW benötigen für die Förderung einen Zuschlag; 2026 beträgt das Volumen im zweiten Segment 1.100 MW [Quelle: Bundesnetzagentur, „Ausschreibung Solaranlagen zweites Segment: Gebotstermin 1. Juni 2026“, 2026, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Ausschreibungen/Solaranlagen2/BeendeteAusschreibungen/2026/Jun2026/artikel.html; Schwellenwert wird derzeit geprüft].
Energiewirtschaftsgesetz und Bilanzierung
Redispatch 2.0 nach §§ 13, 13a, 14 EnWG bezieht seit dem 1. Oktober 2021 Erzeugungsanlagen und Speicher ab 100 kW in das Engpassmanagement ein; Netzbetreiber gleichen die Maßnahmen bilanziell und finanziell aus [Quelle: BDEW, „Redispatch 2.0“, https://www.bdew.de/energie/redispatch-20/; Energiewirtschaftsgesetz, § 13a, https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__13a.html]. Die Bundesnetzagentur hat dafür mit der Festlegung BK6-20-059 Bilanzierungsmodelle (Prognose- und Planwertmodell) vorgegeben [Quelle: Bundesnetzagentur, BK6-20-059, Anlage 1 „Bilanzierungsmodelle und Bestimmung der Ausfallarbeit“, 06.11.2020, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/BK6-GZ/2020/BK6-20-059/BK6-20-059_Anlage1_vom_06_11_2020.pdf?__blob=publicationFile&v=1].
Für den Betreiber bedeutet das zusätzliche Rollen und Datenpflichten: Es ist ein Einsatzverantwortlicher zu benennen – häufig übernimmt der Direktvermarkter diese Rolle –, Stammdaten und Nichtverfügbarkeiten sind zu melden. Diese Aufgaben sollten im Direktvermarktungsvertrag ausdrücklich geregelt sein.
Europäischer Rahmen
Die EU-Strombinnenmarktverordnung verpflichtet Erzeuger grundsätzlich zur Bilanzverantwortung und regelt die Grundsätze für Fördersysteme; mit der Reform des Strommarktdesigns 2024 wurden zweiseitige Differenzverträge (CfD) als Regelinstrument für neue geförderte Anlagen vorgesehen [Quelle: Verordnung (EU) 2019/943, Art. 5; Verordnung (EU) 2024/1747, EUR-Lex, https://eur-lex.europa.eu/eli/reg/2024/1747/oj; Fundstelle der CfD-Regelung (Art. 19d) wird derzeit geprüft].
Netzanschluss, Redispatch und Infrastruktur
Direktvermarktung setzt einen funktionierenden Netzanschluss mit gesicherter Einspeiseleistung voraus. Netzanschlusskapazitäten werden knapp; die Bundesnetzagentur nennt dies als einen Grund für die Reform der Netzentgeltsystematik [Quelle: Bundesnetzagentur, Pressemitteilung vom 06.08.2026, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260806_Agnes.html]. Ab 2029 sollen nach dem AgNes-Festlegungsentwurf erstmals auch Erzeugungsanlagen ein kapazitätsbezogenes Netzentgelt zahlen, nach den bisher veröffentlichten Eckpunkten in einer Größenordnung von etwa 4 bis 7 €/kW und Jahr [Quelle: Bundesnetzagentur, Festlegungsentwurf AgNes, www.bundesnetzagentur.de/1059162; Höhe und Anwendungsbereich werden anhand der finalen Festlegung derzeit geprüft].
Für die Planung der Energieinfrastruktur ergeben sich daraus konkrete Fragen:
- Ist eine Einspeisebegrenzung am Netzverknüpfungspunkt (z. B. 70 % der Modulleistung) wirtschaftlich günstiger als ein größerer Anschluss, wenn ein Speicher die Spitzen aufnimmt?
- Welche Redispatch-Daten (Stammdaten, Nichtverfügbarkeiten, ggf. Planwerte) müssen geliefert werden, und wer übernimmt die Rolle des Einsatzverantwortlichen?
- Reicht die Kommunikationsanbindung (Mobilfunk, Glasfaser) für Fernsteuerung, Echtzeitwerte und Redispatch-Abrufe – auch bei Störungen?
- Wie werden Wechselrichter, Parkregler, Speicher und EMS so priorisiert, dass Netzbetreiber-, Direktvermarkter- und Eigenverbrauchssignale konfliktfrei umgesetzt werden?
Typische Fehler bei der Direktvermarktung
- Vergleich nur über das Vermarktungsentgelt: Prognose- und Profilrisiken, Abrechnungsfristen und Steuerungsrechte sind oft wichtiger als wenige Zehntel Cent.
- Unklare Steuerlogik bei Eigenverbrauch: Abregelung der Gesamterzeugung statt nur der Einspeisung vernichtet wertvollen Eigenverbrauch.
- Fehlerhafte Stammdaten: Falsche Ausrichtung, Leistung oder Abregelungsgrenzen verschlechtern die Prognose und erhöhen die Ausgleichsenergiekosten.
- Negative Preise unterschätzt: Bei Neuanlagen entfällt die Förderung ab der ersten negativen Viertelstunde; ohne Speicher oder flexible Lasten sinkt der Erlös.
- Doppelvermarktung: Herkunftsnachweise dürfen nicht für Mengen beantragt werden, die eine Marktprämie erhalten.
- Redispatch-Pflichten nicht vertraglich geregelt: Fehlende Rollen- und Datenzuordnung führt zu Pflichtverletzungen und Abrechnungsproblemen.
- Lange Vertragslaufzeiten ohne Anpassungsklausel: Regulatorische Änderungen wie das EEG 2027 oder neue Einspeiseentgelte sollten Anpassungsrechte auslösen.
Ausblick: Direktvermarktung nach dem EEG 2027
Das Bundeskabinett hat am 29. Juli 2026 den Regierungsentwurf einer EEG-Novelle 2027 und ein Netzanschlusspaket beschlossen. Danach sollen neue Anlagen grundsätzlich mithilfe intelligenter Messsysteme und Steuerungseinrichtungen über die Direktvermarktung in den Markt integriert werden und sich an Preissignalen orientieren; die Einspeiseleistung kleiner und mittlerer PV-Dachanlagen soll auf 50 % begrenzt werden [Quelle: Bundesregierung, „Kabinett beschließt EEG-Novelle und Netzpaket“, 29.07.2026, https://www.bundesregierung.de/breg-de/aktuelles/kabinett-eeg-novelle-netzpaket-strom-2448636]. Für geförderte Neuanlagen ist nach dem Entwurf ein Wechsel zu zweiseitigen Differenzverträgen vorgesehen [Details und Schwellenwerte werden anhand des Gesetzestextes derzeit geprüft]. Der Entwurf ist noch kein geltendes Recht; Bundestag und Bundesrat müssen zustimmen.
Unabhängig vom Ausgang des Gesetzgebungsverfahrens zeichnen sich drei Entwicklungen ab: Die Zahl der direkt vermarkteten Anlagen wird stark steigen, was standardisierte, kostengünstige Prozesse über das Smart Meter Gateway erfordert. Der Wert flexibler Einspeisung wächst, weil negative Preise und Viertelstundenprodukte die Preisunterschiede innerhalb eines Tages vergrößern. Und Direktvermarktung, Eigenverbrauch, Speicher und PPA verschmelzen zu einem integrierten Erlös- und Beschaffungsmanagement am Standort Energy Sharing.
Fazit: Direktvermarktung als Baustein der Energieinfrastruktur
Direktvermarktung ist für Photovoltaikanlagen über 100 kW gesetzlicher Standard und wird mit dem EEG 2027 voraussichtlich auch für kleinere Neuanlagen zum Regelfall. Wirtschaftlich bietet das Marktprämienmodell eine Erlösuntergrenze in Höhe des anzulegenden Werts, während Profil-, Prognose- und Negativpreisrisiken beim Betreiber und seinem Direktvermarkter liegen. Der Jahresmarktwert Solar von 4,508 ct/kWh im Jahr 2025 – rund die Hälfte des durchschnittlichen Börsenwerts – zeigt, wie stark die Gleichzeitigkeit der Solareinspeisung den Marktwert drückt.
Technisch erfordert Direktvermarktung eine durchgängige Kette aus viertelstündlicher Messung, Prognose, Fernsteuerbarkeit, sicherer Kommunikation und Bilanzierung. Für Unternehmen mit Eigenverbrauch entscheidet die Koordination durch ein Energiemanagementsystem darüber, ob Abregelung, Speicherladung und Lastverschiebung den Erlös erhöhen oder Eigenverbrauch vernichten. Die Beispielrechnung zeigt: Vermarktungsentgelt und Erzeugungsanteile in Negativpreisphasen bewegen den Nettoerlös um mehrere Prozentpunkte.
Strategisch ist Direktvermarktung kein isoliertes Vertragsthema, sondern Teil der Energieinfrastruktur des Standorts. Wer Netzanschluss, Speicher, Steuerungstechnik und Vermarktungsvertrag gemeinsam plant, kann die Direktvermarktung von einer Pflicht zu einem aktiv gesteuerten Erlösbaustein entwickeln.
Häufig gestellte Fragen (FAQ) zur Direktvermarktung
Was ist Direktvermarktung?
Direktvermarktung bezeichnet den Verkauf von Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen an der Strombörse oder an einen Abnehmer, statt ihn gegen eine feste Einspeisevergütung an den Netzbetreiber abzugeben. In der Praxis übernimmt ein Direktvermarkter Prognose, Handel am Day-Ahead- und Intraday-Markt, Bilanzkreisführung und Fernsteuerung der Anlage. Im Marktprämienmodell erhält der Betreiber zusätzlich zum Börsenerlös eine Marktprämie vom Netzbetreiber. In der sonstigen Direktvermarktung, etwa über ein PPA, gibt es keine EEG-Förderung, dafür können Herkunftsnachweise genutzt werden.
Ab welcher Anlagengröße ist Direktvermarktung Pflicht?
Nach geltendem EEG 2023 haben neue Anlagen mit mehr als 100 kW installierter Leistung keinen Anspruch auf eine feste Einspeisevergütung. Sie erhalten ihre Förderung nur über die Direktvermarktung im Marktprämienmodell. Kleinere Anlagen können freiwillig in die Direktvermarktung wechseln. Der Regierungsentwurf zur EEG-Novelle 2027 vom 29. Juli 2026 sieht vor, dass neue Anlagen künftig grundsätzlich über die Direktvermarktung in den Markt integriert werden. Der Entwurf ist noch kein geltendes Recht; die endgültigen Schwellenwerte ergeben sich erst aus dem beschlossenen Gesetz.
Wie wird die Marktprämie berechnet?
Die Marktprämie ergibt sich nach Anlage 1 EEG aus der Differenz zwischen dem anzulegenden Wert der Anlage und dem Marktwert des Energieträgers. Sie kann nicht negativ werden. Für Anlagen mit Inbetriebnahme oder Zuschlag ab 2023 gilt der Jahresmarktwert, für ältere Anlagen der Monatsmarktwert. Beispiel: Bei einem Zuschlagswert von 9,72 ct/kWh und einem Jahresmarktwert Solar 2025 von 4,508 ct/kWh beträgt die Marktprämie 5,212 ct/kWh. Den Börsenerlös erhält der Betreiber zusätzlich vom Direktvermarkter.
Was kostet ein Direktvermarkter?
Direktvermarkter berechnen in der Regel ein Entgelt je Kilowattstunde oder einen Abschlag vom Marktwert, gegebenenfalls ergänzt um Grundgebühren und Kosten für Fernsteuerungstechnik. Die Höhe hängt von Anlagengröße, Prognoserisiko, Vertragsmodell und Laufzeit ab und wird nicht amtlich veröffentlicht. Für einen fairen Vergleich sollten Unternehmen neben dem Entgelt auch das Vergütungsmodell (Spot, Marktwert, Festpreis), die Behandlung negativer Preise, Abrechnungsfristen, Steuerungsrechte und Regelungen zum Redispatch prüfen.
Was passiert bei negativen Strompreisen?
Bei negativen Day-Ahead-Preisen kostet jede eingespeiste Kilowattstunde Geld. Für Anlagen, die seit dem 25. Februar 2025 in Betrieb gegangen sind, entfällt die Marktprämie nach § 51 EEG ab der ersten negativen Viertelstunde; die ausgefallenen Zeiträume werden nach § 51a EEG teilweise an den Förderzeitraum angehängt. Der Direktvermarkter regelt die Anlage in diesen Zeiten üblicherweise ab. Unternehmen mit Eigenverbrauch und Speicher können den Strom stattdessen selbst nutzen oder einspeichern. 2025 traten 573 Stunden mit negativen Preisen auf.
Kann ich Direktvermarktung und Eigenverbrauch kombinieren?
Ja. Bei Gewerbeanlagen ist das die Regel: Der Strom wird zuerst im Betrieb verbraucht, nur der Überschuss wird direkt vermarktet. Voraussetzung ist ein Messkonzept, das Erzeugung, Eigenverbrauch und Einspeisung sauber abgrenzt. Technisch wichtig ist, dass der Direktvermarkter bei negativen Preisen nur die Einspeisung begrenzt und nicht die Erzeugung, die im Betrieb verbraucht wird. Das gelingt am besten über ein Energiemanagementsystem, das Preissignale des Direktvermarkters mit Last, Speicher und flexiblen Verbrauchern koordiniert.
Welche technischen Voraussetzungen braucht die Direktvermarktung?
Erforderlich sind eine viertelstündliche Messung der Einspeisung, eine Fernsteuerung, über die der Direktvermarkter die Ist-Einspeisung abrufen und die Einspeiseleistung reduzieren kann, sowie eine stabile Kommunikationsanbindung. Hinzu kommen die Anforderungen der Netzbetreiber nach § 9 EEG und den technischen Anschlussregeln. Anlagen ab 100 kW nehmen zudem am Redispatch 2.0 teil, wofür Stamm- und Verfügbarkeitsdaten geliefert werden müssen. Künftig soll die Steuerung zunehmend über intelligente Messsysteme mit Smart Meter Gateway und Steuerbox erfolgen.
Was ist der Unterschied zwischen Marktprämienmodell und PPA?
Im Marktprämienmodell verkauft der Direktvermarkter den Strom an der Börse; die Marktprämie sichert einen Erlös in Höhe des anzulegenden Werts, abzüglich Vermarktungskosten und Ausfällen bei negativen Preisen. Ein PPA ist ein langfristiger Liefervertrag mit einem Abnehmer zu einem vereinbarten Preis, meist in der sonstigen Direktvermarktung ohne EEG-Förderung. Dafür können Herkunftsnachweise übertragen werden, was für Abnehmer mit Klimazielen interessant ist. Welche Variante wirtschaftlicher ist, hängt vom Zuschlagswert, vom PPA-Preis und von der Risikoverteilung ab.
Quellenverzeichnis
[1] Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2023): §§ 9, 10b, 19, 20, 21, 21a, 21b, 21c, 27a, 48, 49, 51, 51a, 53, 79, 80 sowie Anlage 1 (zu § 23a). Bundesministerium der Justiz, Gesetze im Internet. https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/ (Einzelnormen z. B. /__21.html, /anlage_1.html); abgerufen 10/2026.
[2] Übertragungsnetzbetreiber (50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW): Marktwertübersicht (Jahres- und Monatsmarktwerte). netztransparenz.de. https://www.netztransparenz.de/de-de/Erneuerbare-Energien-und-Umlagen/EEG/Transparenzanforderungen/Marktpr%C3%A4mie/Marktwert%C3%BCbersicht; abgerufen 10/2026.
[3] Bundesnetzagentur: Pressemitteilung „Ausschreibung für Aufdach-Solaranlagen zum 1. Juni 2026 trotz deutlichen Anstiegs der Gebotsmenge nochmals unterzeichnet“. 16.07.2026. https://www.bundesnetzagentur.de/1111668
[4] Bundesnetzagentur: Ausschreibung Solaranlagen zweites Segment, Gebotstermin 1. Juni 2026. 2026. https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Ausschreibungen/Solaranlagen2/BeendeteAusschreibungen/2026/Jun2026/artikel.html
[5] Bundesnetzagentur: Pressemitteilung „Festlegung der Höchstwerte 2026 für die Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land und Solar-Dachanlagen“. 16.12.2025. https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2025/20251216_Hoechstwerte.html
[6] Bundesnetzagentur / Bundeskartellamt: Monitoring report 2025. 2025. https://data.bundesnetzagentur.de/Bundesnetzagentur/SharedDocs/Downloads/EN/Areas/ElectricityGas/CollectionCompanySpecificData/Monitoring/MonitoringReport2025.pdf [Seitenzahl wird derzeit geprüft]
[7] Umweltbundesamt: Hintergrundwissen Ökostrom: Stromkennzeichen & Herkunftsnachweis. 2026. https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/erneuerbare-energien/hintergrundwissen-oekostrom-stromkennzeichen
[8] Bundesnetzagentur: Pressemitteilung „Bundesnetzagentur veröffentlicht Daten zum Strommarkt 2025“. 05.01.2026. https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260105_Smard.html
[9] Bundesnetzagentur: SMARD – Strommarktdaten für Deutschland. https://www.smard.de/home
[10] BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft: BDEW-Strompreisanalyse Herbst 2026. 21.08.2026. https://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/bdew-strompreisanalyse/
[11] EPEX SPOT: 15-minute products live in EPEX SPOT Day-Ahead markets. 2025. https://www.epexspot.com/en/news/15-minute-products-live-epex-spot-day-ahead-markets [Titel und Datum werden derzeit geprüft]
[12] Messstellenbetriebsgesetz (MsbG): § 55. https://www.gesetze-im-internet.de/messbg/__55.html
[13] Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI): Technische Richtlinie BSI TR-03109-5 (Kommunikationsadapter). https://www.bsi.bund.de/DE/Themen/Unternehmen-und-Organisationen/Standards-und-Zertifizierung/Smart-metering/Kommunikationsadapter/TechnRichtlinie/TR-03109-5.html
[14] VDE FNN: VDE-AR-N 4110 Technische Anschlussregeln Mittelspannung. [Ausgabestand und URL werden derzeit geprüft]
[15] Energiewirtschaftsgesetz (EnWG): §§ 13, 13a, 14. https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__13a.html
[16] Bundesnetzagentur, Beschlusskammer 6: Festlegung BK6-20-059, Anlage 1 „Bilanzierungsmodelle und Bestimmung der Ausfallarbeit“. 06.11.2020. https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/BK6-GZ/2020/BK6-20-059/BK6-20-059_Anlage1_vom_06_11_2020.pdf?__blob=publicationFile&v=1
[17] BDEW: Redispatch 2.0 – Hintergrundinformationen. https://www.bdew.de/energie/redispatch-20/
[18] Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt; Verordnung (EU) 2024/1747 zur Änderung der Verordnungen (EU) 2019/942 und (EU) 2019/943. EUR-Lex. https://eur-lex.europa.eu/eli/reg/2019/943/oj ; https://eur-lex.europa.eu/eli/reg/2024/1747/oj [einschlägige Artikel werden derzeit geprüft]
[19] Bundesnetzagentur: Pressemitteilung „Bundesnetzagentur startet Konsultation zur Reform der Netzentgeltsystematik Strom“. 06.08.2026. https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260806_Agnes.html ; Festlegungsentwurf: www.bundesnetzagentur.de/1059162
[20] Bundesregierung: Kabinett beschließt EEG-Novelle und Netzpaket. 29.07.2026. https://www.bundesregierung.de/breg-de/aktuelles/kabinett-eeg-novelle-netzpaket-strom-2448636