Direktvermarktung & PPA 2026: Wann sich die feste Einspeisevergütung ab 100 kWp nicht mehr lohnt

Gewerbebetriebe, Industrieunternehmen und Halleneigentümer, die im Jahr 2026 eine Photovoltaikanlage mit einer Leistung ab 100 kWp installieren, stehen vor einer klaren gesetzlichen Vorgabe: Der überschüssige Solarstrom darf nicht mehr über die klassische, feste EEG-Einspeisevergütung abgerechnet werden. Der Gesetzgeber schreibt für diese Anlagengröße zwingend die Direktvermarktung vor. Was von vielen Unternehmen zunächst als bürokratische Hürde wahrgenommen wird, erweist sich bei genauerer Betrachtung als echter Ertragsbeschleuniger. Über die sogenannte Marktprämie, flexible Spotmarkt-Modelle und langfristige Corporate Power Purchase Agreements (PPA) lassen sich die Stromeinnahmen im Jahr 2026 deutlich über das Niveau der gesetzlichen Mindestvergütung heben.

Die rechtliche Ausgangslage: Warum die 100-kWp-Grenze entscheidend ist

Im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ist verankert, dass Anlagen ab einer installierten Leistung von 100 kWp ihren Strom aktiv am Markt veräußern müssen.

Das Prinzip der Direktvermarktung: Der Betreiber der PV-Anlage verkauft den nicht selbst verbrauchten Strom über einen lizenzierten Direktvermarkter an der Strombörse (EPEX Spot). Liegt der monatliche Durchschnittspreis an der Börse unter dem gesetzlich festgelegten Anzulegenden Wert (dem Mindestanspruch nach EEG), gleicht der Netzbetreiber die Differenz durch die sogenannte Marktprämieaus.

Die vereinfachte Formel für den Gesamterlös:

Gesamterlo¨s=Bo¨rsenpreis (Marktwert Solar)+Marktpra¨mie−Direktvermarkter-Gehalt

Damit gilt im Jahr 2026: Der gesetzliche Anzulegende Wert fungiert als ein finanzielles Sicherheitsnetz nach unten, während nach oben hin bei hohen Börsenstrompreisen Spitzenerträge erwirtschaftet werden können.

Welche Direktvermarktungs-Modelle stehen Gewerbebetrieben 2026 zur Auswahl?

Je nach Risikoprofil und Eigenverbrauchsquote des Unternehmens haben sich im Jahr 2026 drei primäre Vermarktungswege im B2B-Sektor etabliert:

                               ┌──► 1. Geförderte Direktvermarktung (Marktprämie)
                               │    (Sicherheitsnetz durch EEG-Mindestwert)
                               │
[ PV-Anlage ab 100 kWp ] ──────┼──► 2. Sonstige Direktvermarktung (Spotmarkt)
                               │    (Volles Marktchancen-Modell ohne Absicherung)
                               │
                               └──► 3. Corporate PPA (Power Purchase Agreement)
                                    (Langfristiger Festpreisvertrag mit Drittabnehmer)

1. Die geförderte Direktvermarktung (Das Standard-Modell)

Hier wird der Strom vom Direktvermarkter an der Börse gehandelt. Fällt der Börsenpreis unter den Anzulegenden Wert, springt die Marktprämie ein. Das Ausfallrisiko für den Betrieb tendiert gegen null, da die Einnahmen nach unten abgesichert sind.

2. Corporate PPAs (Power Purchase Agreements)

Bei einem PPA schließt das Unternehmen einen bilateralen Liefervertrag mit einem konkreten Abnehmer – beispielsweise einem benachbarten Industriebetrieb, einer Handelskette oder einem Energieversorger.

• Vorteil: Über Laufzeiten von 5 bis 15 Jahren wird ein fester Stromabnahmepreis vereinbart (z. B. 11 ct/kWh netto).

• Nutzen: Beiden Vertragsparteien bietet dies absolute Kalkulations- und Preissicherheit, völlig unabhängig von den Schwankungen der Strombörse.

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Die technische Pflicht-Infrastruktur: RLM & Fernsteuerbarkeit

Um eine PV-Anlage ab 100 kWp rechtskonform direkt zu vermarkten, fordert der Verteilnetzbetreiber in Berlin und Brandenburg (z. B. Stromnetz Berlin, edis, Mitnetz) spezifische technische Einrichtungen:

1. Registrierende Leistungsmessung (RLM): Ein Zähler, der die eingespeiste Strommenge in 15-Minuten-Intervallen misst und automatisch an den Messstellenbetreiber übermittelt.

2. Remote Terminal Unit (RTU / Fernsteuereinheit): Der Direktvermarkter muss die rechtliche und technische Möglichkeit haben, die Einspeiseleistung der Anlage in Phasen extremer Negativpreise an der Börse stufenweise drosseln oder abzuschalten.

Wichtiger Praxishinweis für 2026: Dank moderner Wechselrichter und offener IP-Schnittstellen entfallen heute teure Sonderumbauten im Zählerschrank. Die Fernsteuerbarkeit wird von Fachbetrieben wie Solar GMI direkt bei der Montage schlüsselfertig in das Energiemanagementsystem integriert.

Wirtschaftlichkeitsvergleich: Feste Einspeisung vs. Direktvermarktung (200 kWp Anlage)

Kalkulationsbeispiel für eine gewerbliche Dachanlage mit 200 kWp Leistung in Brandenburg (ca. 190.000 kWh Jahresertrag, 60 % Eigenverbrauch im Betrieb, 76.000 kWh Überschusseinspeisung):

Einnahmefaktor / Parameter	Feste Einspeisung (Unter 100 kWp skaliert)	Geförderte Direktvermarktung (Ab 100 kWp)
Statische Vergütung (EEG)	ca. 6,8 ct/kWh	—
Anzulegender Wert (EEG 2026)	—	ca. 7,5 ct/kWh (Abgesicherter Mindesterlös)
Erziehlter Börsenpreis (Peak-Zeiten)	—	ca. 8,9 ct/kWh (Durchschnittlicher Marktwert)
Vermarktungsgebühr (Dienstleister)	0,00 €	ca. 0,3 bis 0,5 ct/kWh
Netto-Erlös pro eingespeister kWh	6,8 ct/kWh	ca. 8,4 ct/kWh
Jährlicher Ertrag Einspeisung	5.168 €	6.384 € (+ 23,5 % Mehrertrag)

Zusatz-Rendite: Über die 20-jährige Laufzeit generiert die Direktvermarktung allein durch den Mehrerlös der Einspeisung einen Liquiditätsvorteil von über 24.000 Euro gegenüber der statischen Fixvergütung.

Checkliste für Geschäftsführer & Einkäufer vor der Projektrealisierung

1. Vorlaufzeiten beachten: Die Anbindung an den Direktvermarkter benötigt in der Regel 4 bis 8 Wochen Vorlauf vor der geplanten Inbetriebnahme.

2. Direktvermarkter-Verträge vergleichen: Achten Sie auf die Monats-Grundgebühren, den prozentualen Einbehalt vom Marktwert sowie die Vertragslaufzeiten (ideal sind flexible 1-Jahres-Verträge).

3. Negativpreis-Regelung (§ 51 EEG) berücksichtigen: Bei anhaltend negativen Strompreisen an der Börse entfällt der Marktprämienanspruch nach einer gesetzlich definierten Stundenzahl. Ein intelligenter Wechselrichter muss die Anlage in diesen Fenstern automatisch abregeln, um Pönalen zu vermeiden.

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Fazit: Keine Angst vor der 100-kWp-Grenze

Die Pflicht zur Direktvermarktung ab 100 kWp ist kein finanzieller Nachteil, sondern das Sprungbrett zu höheren Einspeiseerlösen. Unternehmen in Berlin und Brandenburg, die ihre Dächer maximal belegen und auf moderne Steuerungstechnik setzen, profitieren von flexiblen Marktchancen bei gleichzeitiger Absicherung nach unten.

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Solar GMI übernimmt für Sie nicht nur die technische Planung und schlüsselfertige Montage, sondern auch die komplette Koordination mit dem Direktvermarkter und dem Netzbetreiber. Wir sorgen für die fristgerechte Anbindung, damit Ihre Einnahmen vom ersten Tag an maximiert werden. Kontaktieren Sie unsere B2B-Projektabteilung für eine unverbindliche Wirtschaftlichkeitsanalyse.