Solarstrom direkt verkaufen: Optionen für PV-Anlagenbetreiber im Überblick

Jede dieser Optionen hat ihre eigenen Vor- und Nachteile, die von Faktoren wie Anlagengröße, Standort und gesetzlichen Rahmenbedingungen abhängen. Für Betreiber von Photovoltaikanlagen ist es wichtig, die verschiedenen Möglichkeiten sorgfältig abzuwägen, um die wirtschaftlich sinnvollste Lösung zu finden.

Aktuelle Entwicklungen im Energiemarkt, wie steigende Strompreise und sinkende Kosten für Solarmodule, machen den Verkauf von PV-Strom zunehmend attraktiv. Gleichzeitig erfordern neue Gesetze und Verordnungen eine regelmäßige Überprüfung der gewählten Verkaufsstrategie. In den folgenden Abschnitten werden wir jede dieser Optionen detailliert betrachten und analysieren, welche Vor- und Nachteile sie bieten und für welche Anlagenbesitzer sie besonders geeignet sind.

Die Direktvermarktung von PV-Strom eröffnet Betreibern von Solaranlagen innovative Möglichkeiten, ihren erzeugten Strom zu verkaufen. Im Gegensatz zur klassischen Einspeisevergütung bietet dieses Modell die Chance, den Solarstrom direkt an Dritte zu veräußern und potenziell höhere Einnahmen zu erzielen.

Die Direktvermarktung von Solarstrom stellt hohe Anforderungen an Anlagenbetreiber. Rentabel wird sie meist erst ab einer bestimmten Anlagengröße. Wer diesen Weg einschlägt, muss bereit sein, zusätzliche Aufgaben zu übernehmen: Die Preise müssen selbst kalkuliert und der Zugang zum Markt eigenständig organisiert werden. Nicht jeder Betreiber einer Solaranlage findet in diesem Modell die passende Lösung für sich.

Die Einspeisevergütung bleibt eine beliebte Option für den Verkauf von Solarstrom. Dieses durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) eingeführte Modell bietet eine garantierte Vergütung für den ins öffentliche Netz eingespeisten PV-Strom über einen Zeitraum von 20 Jahren.

Die Höhe der Einspeisevergütung hängt von der Anlagengröße und dem Inbetriebnahmedatum ab. Für Anlagen bis 10 kWp, die von Februar bis Juli 2024 in Betrieb gehen, liegt der Vergütungssatz beispielsweise bei 8,11 Cent pro Kilowattstunde. Größere Anlagen bis 100 kWp erhalten entsprechend geringere Vergütungen.

Ein wichtiger Aspekt der Einspeisevergütung ist ihre steuerliche Behandlung. Seit Januar 2023 sind private Photovoltaikanlagen von der Umsatzsteuer befreit, was den bürokratischen Aufwand für Anlagenbetreiber erheblich reduziert. Eine Gewerbeanmeldung oder die Ausweisung der Einspeisevergütung in der Steuererklärung ist für Neuanlagen nicht mehr erforderlich.

Für Eigenheimbesitzer mit Anlagen bis 30 kWp bleibt die Einspeisevergütung oft die empfohlene Wahl, da sie weniger aufwendig ist als alternative Vermarktungsmodelle. Zudem wird in Privathaushalten ohnehin ein Großteil des erzeugten Stroms selbst verbraucht.

Die Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage mit Einspeisevergütung hängt stark vom Eigenverbrauchsanteil ab. Je höher die Differenz zwischen den Stromgestehungskosten der eigenen Anlage und den Netzbezugskosten, desto rentabler ist der Eigenverbrauch. Dies führt dazu, dass Anlagen oft nach dem Prinzip der Eigenverbrauchsmaximierung und nicht nach dem vollen Dachflächenpotenzial dimensioniert werden.

Die Einspeisevergütung für Solarstrom unterliegt regelmäßigen Anpassungen durch die Bundesnetzagentur. Für das Jahr 2024 wurden neue Vergütungssätze festgelegt, die für Anlagenbetreiber von großer Bedeutung sind. Diese Sätze variieren je nach Anlagengröße und Einspeisungsmodell.

Für Photovoltaikanlagen bis 10 kWp, die zwischen Februar und Juli 2024 in Betrieb gehen, beträgt die Vergütung bei Überschusseinspeisung 8,11 Cent pro Kilowattstunde. Bei Volleinspeisung erhöht sich dieser Satz auf 12,73 Cent/kWh. Anlagen zwischen 10 und 40 kWp erhalten 6,95 Cent/kWh bei Überschusseinspeisung und 10,68 Cent/kWh bei Volleinspeisung.

Dabei ist zu beachten, dass diese Sätze einer halbjährlichen Degression von rund 1 % unterliegen. Seit August 2024 sinkt die Vergütung für Anlagen bis 10 kWp auf 8,03 Cent/kWh für Überschusseinspeisung und 12,73 Cent/kWh für Volleinspeisung.

Für größere Anlagen bis 100 kWp gelten niedrigere Sätze: 5,68 Cent/kWh bei Teileinspeisung und 10,68 Cent/kWh bei Volleinspeisung. Sonstige Anlagen, wie Freiflächenanlagen, erhalten einheitlich 6,46 Cent/kWh.

Bei Anlagen über 100 kWp kommt das Marktprämienmodell zum Tragen. Hier werden die anzulegenden Werte für die Berechnung der Marktprämie veröffentlicht. Diese liegen für Anlagen bis 1.000 kW zwischen 6,08 und 13,13 Cent/kWh, abhängig von Größe und Einspeisungsart.

Interessant ist, dass das Solarpaket I eine Erhöhung um 1,5 Cent/kWh für Anlagen ab 40 kW Leistung vorsieht. Diese Erhöhung wird jedoch erst nach beihilferechtlicher Genehmigung durch die Europäische Kommission wirksam.

Für potenzielle Anlagenbetreiber ist es ratsam, eine zeitnahe Investition in Betracht zu ziehen. Die schrittweise Absenkung der Vergütungssätze bedeutet, dass frühere Investitionen von höheren Sätzen profitieren. Obwohl die Absenkungen moderat erscheinen, können sie besonders bei größeren Anlagen und hohen Einspeisemengen über die Jahre hinweg einen spürbaren Unterschied in der Wirtschaftlichkeit ausmachen.

Die Einspeisevergütung ist ein zentraler Anreiz für den Betrieb von Photovoltaikanlagen in Deutschland. Grundsätzlich hat jeder Betreiber einer PV-Anlage, die ans öffentliche Stromnetz angeschlossen ist, Anspruch auf diese Vergütung. Dies gilt unabhängig davon, ob es sich um eine private Dachanlage oder eine gewerbliche Freiflächenanlage handelt.

Ein wichtiger Aspekt der Einspeisevergütung ist ihre Laufzeit: Anlagenbetreiber erhalten die Vergütung für einen Zeitraum von 20 Jahren, gerechnet ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme. Diese lange Förderdauer bietet Planungssicherheit und trägt zur Wirtschaftlichkeit der Investition bei.

Die Anmeldung bei der Bundesnetzagentur trägt wesentlich zur Energiewende bei. Das Marktstammdatenregister liefert präzise Daten zu Photovoltaikleistung, Einspeisung und Netzauslastung – unverzichtbar für die Planung des Energiesystems.

Anlagenbetreiber sollten sich frühzeitig mit dem Anmeldeprozess befassen, um Verzögerungen bei der Einspeisevergütung zu vermeiden. Viele Installateure bieten hierbei Unterstützung an. Das Inbetriebnahmedatum bestimmt die Höhe der Vergütung, die einer regelmäßigen Degression unterliegt. Ein früherer Netzanschluss kann daher finanziell vorteilhaft sein.

Balkonkraftwerke, auch als Mini-PV-Anlagen bekannt, können theoretisch eine Einspeisevergütung erhalten, wenn sie ans öffentliche Netz angeschlossen und ordnungsgemäß registriert sind. In der Praxis erweist sich dies jedoch meist als unwirtschaftlich. Der Hauptgrund dafür liegt in der begrenzten Leistung von maximal 800 Watt, die zu relativ geringen Stromüberschüssen führt.

Bei den aktuellen Vergütungssätzen von 8,11 Cent/kWh für Teileinspeisung und 12,9 Cent/kWh für Volleinspeisung stellt sich der Eigenverbrauch des erzeugten Stroms als deutlich attraktivere Option dar.

Angesichts dieser Zahlen ist es für Betreiber von Balkonkraftwerken wirtschaftlich sinnvoller, den selbst erzeugten Strom direkt zu nutzen, anstatt auf eine Einspeisevergütung zu setzen. Die Selbstvermarktung des Stroms durch direkten Verbrauch im eigenen Haushalt erweist sich somit als die lukrativere Option für Besitzer von Mini-PV-Anlagen.

Diese Erkenntnis unterstreicht die Bedeutung der Eigenverbrauchsoptimierung bei Balkonkraftwerken. Betreiber sollten ihr Nutzungsverhalten möglichst an die Produktionszeiten ihrer Anlage anpassen, um den maximalen wirtschaftlichen Nutzen aus ihrer Mini-PV-Anlage zu ziehen.

Die Direktvermarktung eröffnet PV-Anlagenbetreibern eine innovative Alternative zur klassischen Einspeisevergütung. Bei diesem Modell wird der erzeugte Solarstrom nicht ins öffentliche Netz eingespeist, sondern direkt an der Strombörse verkauft. Seit 2016 ist diese Form der Vermarktung für Anlagen mit einer Leistung über 100 kWp sogar verpflichtend.

Lange Zeit war die Direktvermarktung für Privatpersonen mit kleineren Anlagen wirtschaftlich unattraktiv. Doch angesichts steigender Anlagenzahlen und sinkender Einspeisevergütungen gewinnt sie zunehmend an Bedeutung. Da private Betreiber in der Regel keine Börsenzulassung besitzen, agieren spezialisierte Direktvermarkter als Vermittler zwischen Anlagenbetreiber und Strommarkt.

Ein wichtiger Vorteil der Direktvermarktung ist die Flexibilität: Betreiber können monatlich zwischen diesen Optionen und der klassischen Einspeisevergütung wechseln, je nachdem, welche Variante aktuell am lukrativsten ist.

Technisch erfordert die Direktvermarktung für Anlagen ab 25 kWp ein intelligentes Messsystem zur Echtzeiterfassung und -steuerung der Einspeisung. Für kleinere Anlagen entfallen diese technischen Vorgaben, was den Zugang zur Direktvermarktung erheblich erleichtert.

Bei der Direktvermarktung von PV-Strom spielen die Marktprämie und die Managementprämie eine zentrale Rolle. Diese Prämien sind darauf ausgelegt, das finanzielle Risiko für Anlagenbetreiber zu minimieren, das sich aus dem Verzicht auf die feste Einspeisevergütung ergibt. Sie ermöglichen es den Betreibern, ihren Strom direkt zu verkaufen und dabei von Marktchancen zu profitieren, ohne größere finanzielle Nachteile in Kauf nehmen zu müssen.

Die Marktprämie fungiert als Ausgleichsmechanismus. Sie gleicht die Differenz zwischen dem aktuellen Marktwert des Stroms und dem anlagenspezifischen Förderbetrag aus. Die Berechnung erfolgt monatlich auf Basis des durchschnittlichen Marktpreises für Strom. Ein wesentliches Merkmal der Marktprämie ist ihr gleitender Charakter: Steigt der Marktpreis, sinkt die Prämie und umgekehrt. Dies sorgt für eine dynamische Anpassung an die Marktbedingungen.

Die Managementprämie war ursprünglich als separate Vergütung konzipiert. Sie sollte den Mehraufwand der Anlagenbetreiber bei der Erstellung von Einspeiseprognosen kompensieren. Diese Prognosen sind von großer Bedeutung für die Netzstabilität, da sie den Netzbetreibern ermöglichen, die zu erwartende Strommenge und den Zeitpunkt der Einspeisung vorherzusehen. In der aktuellen Regelung ist die Managementprämie in die Marktprämie integriert worden, was die Struktur der Förderung vereinfacht.

Das Zusammenspiel dieser Prämien verfolgt ein klares Ziel: Anlagenbetreiber sollen bei der Direktvermarktung ähnliche Erlöse erzielen können wie bei der Einspeisevergütung. Gleichzeitig eröffnet dieses System die Möglichkeit, von positiven Marktentwicklungen zu profitieren. Dadurch wird ein Anreiz geschaffen, PV-Strom direkt zu verkaufen und aktiv am Energiemarkt teilzunehmen, was wiederum zur Integration erneuerbarer Energien in den Strommarkt beiträgt.

Die Direktvermarktung von PV-Strom erfordert bestimmte technische Voraussetzungen, die je nach Anlagengröße variieren. Das Solarpaket 1 hat diese Anforderungen für kleinere Anlagen vereinfacht.

Für Anlagen bis 25 kWp gelten keine besonderen technischen Anforderungen nach § 10b EEG, was den Zugang zur Direktvermarktung erleichtert. Anlagen ab 25 kWp müssen mit einer technischen Einrichtung ausgestattet sein, die dem Direktvermarkter jederzeit Zugriff auf die tatsächliche Einspeisung ermöglicht und die Fernsteuerung der Einspeiseleistung erlaubt.

Diese Komponenten gewährleisten die notwendige Flexibilität und Kontrolle für eine effektive Direktvermarktung des erzeugten Solarstroms.

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) legt fest, welche PV-Anlagenbetreiber zur Direktvermarktung ihrer Anlagen verpflichtet sind. Ziel dieser Regelung ist es, größere Solaranlagen stärker in den Strommarkt zu integrieren.

Konkret müssen Betreiber von Photovoltaikanlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 Kilowatt Peak (kWp) ihren Strom direkt vermarkten, wenn die Anlage nach dem 1. Januar 2016 in Betrieb genommen wurde. Die Möglichkeit der traditionellen Einspeisevergütung besteht für diese Anlagen nicht mehr.

Diese Anforderung betrifft vor allem gewerbliche und industrielle Solaranlagen sowie größere Freiflächenanlagen. Kleinere Anlagen, wie sie typischerweise auf Einfamilienhäusern oder kleineren Gewerbebetrieben installiert sind, fallen nicht unter diese Direktvermarktungspflicht.

Die gesetzliche Vorgabe zielt darauf ab, die Marktintegration der erneuerbaren Energien zu fördern und die Flexibilität des Strommarktes zu erhöhen. Größere Anlagen sollen so stärker auf Preissignale des Marktes reagieren und zur Netzstabilität beitragen.

Für Betreiber kleinerer Anlagen bleibt die Direktvermarktung optional. Sie können weiterhin von der Einspeisevergütung profitieren oder freiwillig in die Direktvermarktung wechseln, wenn sie darin wirtschaftliche Vorteile sehen.

Die Rentabilität der PV-Direktvermarktung hängt von verschiedenen Faktoren ab. In der Regel eignet sie sich eher für größere Anlagen mit niedrigeren Einspeisevergütungen. Für Betreiber von Kleinanlagen oder Balkonkraftwerken ist sie meist nicht rentabel.

Die Direktvermarktung erfordert aber auch technische Anpassungen und ein gewisses Marktverständnis. Betreiber sollten sorgfältig abwägen, ob die möglichen Mehreinnahmen den Mehraufwand rechtfertigen.

Der Wechsel der Vertriebsform muss dem Netzbetreiber rechtzeitig, spätestens bis zum 30. November des letzten Förderjahres, mitgeteilt werden. Diese Frist ist entscheidend für einen reibungslosen Übergang.

Für Betreiber von Kleinanlagen kann die Direktvermarktung komplexer sein als die bisherige Einspeisevergütung. Sie erfordert mehr Marktkenntnis und möglicherweise technische Anpassungen. Andererseits bietet sie die Chance auf höhere Einnahmen, insbesondere wenn die Strompreise steigen.

Die Entscheidung sollte sorgfältig abgewogen werden und individuelle Faktoren wie Anlagengröße, Eigenverbrauchsquote und persönliche Präferenzen berücksichtigen.

Alternativen wie der Verkauf von Mieterstrom an Nachbarn können für einige Betreiber interessante Optionen sein, um die Herausforderungen der traditionellen Direktvermarktung zu umgehen.

Für viele ältere Anlagen kann die Eigenverbrauchsoptimierung attraktiv sein, da sie unabhängig von schwankenden Marktpreisen ist. Die Direktvermarktung hingegen bietet Chancen auf höhere Erlöse, erfordert aber auch mehr Engagement und möglicherweise technische Anpassungen.

Ausschreibungen für Solarstrom sind ein wichtiger Bestandteil des Vermarktungssystems für größere PV-Anlagen. Die Bundesnetzagentur führt diese Ausschreibungen regelmäßig durch, in der Regel im März, Juni und November eines jeden Jahres.

Teilnahmeberechtigt sind Anlagen mit einer installierten Leistung von 1.001 kWp oder mehr. Dies betrifft vor allem große Freiflächenanlagen und industrielle Aufdachanlagen.

Die Ausschreibung läuft wie folgt ab:

• ● Die Projektentwickler geben Gebote ab, die eine bestimmte Energiemenge und einen Zuschlagswert enthalten.
• ● Die Projekte konkurrieren miteinander um die besten Konditionen.
• ● Die wettbewerbsfähigsten Angebote erhalten den Zuschlag.

Mit diesem System werden zwei Hauptziele verfolgt:

• ● Senkung der Kosten für erneuerbare Energie durch Wettbewerb
• ● Sicherstellung einer fairen und transparenten Vergabe von Subventionen

Strom direkt verkaufen an Nachbarn und Mieter, bekannt als "Mieterstrom", eröffnet PV-Anlagenbetreibern neue Möglichkeiten zur Vermarktung ihres überschüssigen Stroms. Mit diesem innovativen Konzept wird das öffentliche Stromnetz umgangen und somit eine optimale Situation sowohl für den Erzeuger als auch für den Verbraucher geschaffen.

Mieterstrom-Modelle bieten mehrere Vorteile: Anlagenbetreiber erzielen höhere Erträge im Vergleich zur üblichen Einspeisevergütung, während Nachbarn und Mieter von günstigeren Strompreisen profitieren. Gleichzeitig fördert dieses Modell die lokale Energiewende und entlastet das öffentliche Stromnetz.

Trotz dieser Vorteile stehen Betreiber vor einigen Herausforderungen. Die Umsetzung erfordert die Bewältigung komplexer rechtlicher und steuerlicher Anforderungen. Zudem müssen Verbrauch präzise erfasst und abgerechnet werden, was technisches Know-how voraussetzt. Auch die Preisgestaltung kann zu Diskussionen führen und erfordert eine faire Balance zwischen Rentabilität und Kundenattraktivität.

Um diese Hürden zu meistern, greifen viele Anlagenbetreiber auf die Expertise von Energieversorgern oder spezialisierten Dienstleistern zurück. Diese Partner unterstützen bei der Abwicklung, Abrechnung und Einhaltung rechtlicher Vorgaben, was die Umsetzung des Mieterstrom-Modells erheblich erleichtert.

Der direkte Stromverkauf an Nachbarn und Mieter fördert nicht nur die dezentrale Energieversorgung, sondern schafft auch ein verstärktes Bewusstsein für nachhaltigen Energiekonsum in der Gemeinschaft. Mieterstrom-Modelle tragen so aktiv zur Gestaltung einer umweltfreundlicheren Zukunft bei und ermöglichen es Bürgern, direkt an der Energiewende teilzuhaben.

Die Frage, wer eine Solaranlage auf einem Gebäude betreiben und den erzeugten Strom verkaufen darf, bietet überraschend vielfältige Möglichkeiten. Entgegen der weitverbreiteten Annahme muss es nicht zwangsläufig der Gebäudeeigentümer oder Vermieter sein, der die PV-Anlage betreibt und vom Stromverkauf profitiert.

Unabhängig vom gewählten Modell sind klare vertragliche Regelungen unerlässlich. Diese müssen Aspekte wie Investitionskosten, Wartung und Instandhaltung, Versicherung sowie die Verteilung des erzeugten Stroms und der daraus resultierenden Einnahmen abdecken. Zudem spielen steuerliche und rechtliche Überlegungen eine wichtige Rolle bei der Wahl des optimalen Betreibermodells.

Die Flexibilität bei der Wahl des Betreibers eröffnet neue Möglichkeiten für die Nutzung von Solarenergie in städtischen Gebieten und kann dazu beitragen, den Ausbau erneuerbarer Energien auch dort voranzutreiben, wo traditionelle Modelle an ihre Grenzen stoßen.

Für private Hausbesitzer stellt sich oft die Frage, ob der Verkauf von PV-Strom oder der Eigenverbrauch rentabler ist. In den meisten Fällen erweist sich der Eigenverbrauch als wirtschaftlich vorteilhafter. Dies hat mehrere Gründe:

Zunächst besteht eine erhebliche Preisdifferenz zwischen Netzstrom und selbst produziertem Solarstrom. Während Netzstrom etwa 32 Cent pro kWh kostet, lässt sich Solarstrom für 11-13 Cent pro kWh erzeugen. Der Eigenverbrauch führt somit zu größeren Einsparungen als der Verkauf.

Zudem ermöglichen moderne Speichertechnologien wie Batteriesysteme, Elektroautos oder Wärmepumpen eine direkte Nutzung eines Großteils des erzeugten Solarstroms. Dies reduziert nicht nur die Stromkosten, sondern auch die Ausgaben für Heizung und Mobilität.

Ein weiterer Vorteil des Eigenverbrauchs liegt in der gesteigerten Unabhängigkeit von Energieversorgern und der Verbesserung der persönlichen CO2-Bilanz.

Trotz dieser Vorteile bleibt oft ein Stromüberschuss, der potenziell verkauft werden könnte. Hier bietet das innovative Zendure SolarFlow Hub 2000 System eine effiziente Lösung, die eine nahezu vollständige Nutzung des selbst erzeugten Stroms ermöglicht, insbesondere bei Balkonkraftwerken und Mini-PV-Anlagen.

Mit Zendure SolarFlow können Hausbesitzer ihren Eigenverbrauch maximieren und gleichzeitig von den Vorteilen der Solarenergie profitieren, ohne überschüssigen Strom ohne Vergütung ins Netz einspeisen zu müssen. Es stellt eine zukunftsorientierte Lösung für nachhaltige und effiziente Energienutzung im privaten Bereich dar.

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass der Verkauf von PV-Strom für private Hausbesitzer oft weniger rentabel ist als der Eigenverbrauch. Mit innovativen Systemen wie Zendure SolarFlow lässt sich die Wirtschaftlichkeit der eigenen Solaranlage weiter optimieren, indem der Anteil des selbst genutzten Stroms maximiert wird.

Zur Volleinspeisung ins Netz, zur Eigenversorgung mit Überschusseinspeisung oder zum Verbrauch des gesamten Stroms innerhalb der Kundenanlage ("Nulleinspeisung").

Für Anlagen bis 100 kW kann der Betreiber entweder die Einspeisevergütung vom Netzbetreiber oder die Marktprämie bei Verkauf an einen Direktvermarkter in Anspruch nehmen.

Grundsätzlich ja, aber in der Praxis übernehmen dies meist der Netzbetreiber oder ein beauftragter Direktvermarkter.

Ja, ein solcher "mittelbarer" Netzanschluss ist heute der Standardfall bei Aufdach- und Balkon-Solaranlagen.

Ja, wenn der vorhandene Zähler nicht geeignet ist. Meist wird ein Zweirichtungszähler installiert.

Ja, grundsätzlich gelten die gleichen Regelungen. Für "Steckersolargeräte" gibt es seit Mai 2024 einige Sonderregelungen.

Verpflichtend ist sie für Anlagen über 100 kWp, optional für kleinere Anlagen. Bei optionaler Direktvermarktung kann man zur Einspeisevergütung zurückkehren.

Meist nicht, da der Eigenverbrauch oft wirtschaftlicher ist. Für größere Anlagen mit niedriger Einspeisevergütung kann es sich lohnen.

Für Anlagen ab 25 kWp ist eine technische Einrichtung zur Fernsteuerung nötig. Kleinere Anlagen haben keine besonderen Vorgaben.

Nach Ablauf der Einspeisevergütung kann sie sinnvoll sein. Alternativen sind eine reduzierte Einspeisevergütung oder Umrüstung auf maximalen Eigenverbrauch.