Spotpreis oder Monatsmarktwert: Welche Abrechnung lohnt sich in der Direktvermarktung?

Viele Betreiber von Photovoltaikanlagen wollen ihren überschüssigen Strom möglichst gewinnbringend verkaufen. Dabei gibt es verschiedene Optionen der Vergütung. In diesem Beitrag geht es um die Möglichkeiten der Direktvermarktung. [1][2][8][9]

Dieser Beitrag beantwortet Ihnen folgende Fragen:

• Was ist Direktvermarktung und wann ist sie sinnvoll?

• Welche Möglichkeiten der Direktvermarktung gibt es?

• Was sind Vor- und Nachteile der Abrechnung zum Spotpreis und Monatsmarktwert?

• Welchen Einfluss haben das EEG und Negativpreise auf die Wahl des passenden Modells?

• Wie finden Sie heraus, welche Möglichkeit am besten zu Ihnen passt?

Was ist Direktvermarktung?

Definition Direktvermarktung

Wenn eine Photovoltaikanlage mehr Strom produziert, als vor Ort verbraucht wird, gibt es verschiedene Möglichkeiten, den überschüssigen Strom vergüten zu lassen. Neben der klassischen Einspeisevergütung können Betreiber den Strom auch über die sogenannte Direktvermarktung verkaufen. [1][2][8][9]

Bei der klassischen Einspeisevergütung wird der überschüssige Strom gegen einen gesetzlich festgelegten Betrag in das öffentliche Netz eingespeist. Im Rahmen der Direktvermarktung wird der Strom wiederum von einem spezialisierten Unternehmen an der Strombörse verkauft. [1][2][8][9]

Da die Börsenpreise teilweise über der Einspeisevergütung liegen, eröffnet dieses Modell die Chance auf höhere Einnahmen. [9]

Bei der Direktvermarktung können Anlagenbetreiber zwischen verschiedenen Varianten der Abrechnung wählen. Besonders relevant sind die Abrechnung zum Spotpreis und zum Monatsmarktwert. [1][2][8][9]

Während beim Spotpreis die tatsächlichen Börsenpreise zum Zeitpunkt der individuellen Einspeisung berücksichtigt werden, dient beim Monatsmarktwert der durchschnittliche Börsenwert des in Deutschland erzeugten Solarstroms als Abrechnungsgrundlage. [1][2][8][9]

Welche Variante vorteilhafter ist, hängt unter anderem von den Eigenschaften und der Betriebsweise der PV-Anlage sowie von den individuellen Präferenzen der Anlagenbetreiber ab. [1][2][4][6][11][12]

Die Pflicht zur Direktvermarktung

Viele Betreiber größerer Photovoltaikanlagen sind heute zur Direktvermarktung verpflichtet. Dies gilt insbesondere für Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 kW. [6][7]

Es gibt jedoch Ausnahmen: Betreiber von PV-Anlagen mit einer Leistung von bis zu 200 kW können ihren Überschussstrom mittlerweile alternativ auch ohne Vergütung an den Netzbetreiber abgeben. Das kann sich insbesondere bei einem sehr hohen Eigenverbrauch lohnen, wenn die Erlöse aus der Vermarktung des verbleibenden Überschussstroms die damit verbundenen Kosten nicht ausgleichen. [6][7]

Marktprämien durch geförderte Direktvermarktung

Besteht für die PV-Anlage ein Förderanspruch nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), kommt zudem die geförderte Direktvermarktung infrage. Dabei wird der Erlös aus dem Stromverkauf durch die gesetzliche Marktprämie ergänzt. [1][2][3][5][8][9]

In der geförderten Direktvermarktung setzen sich die Erlöse für Anlagenbetreiber grundsätzlich aus zwei Bestandteilen zusammen:

1. Vermarktungserlös: Der Direktvermarkter verkauft den eingespeisten Strom an der Strombörse. Anschließend zahlt er den Erlös nach dem vereinbarten Abrechnungsmodell an den Anlagenbetreiber aus, also entweder zum Spotpreis oder zum Marktwert. [1][2][8][9]

2. Marktprämie: Der Netzbetreiber zahlt zusätzlich eine Marktprämie. Sie gleicht grundsätzlich die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert und dem Marktwert Solar aus. Der anzulegende Wert ist die gesetzlich festgelegte Förderhöhe der PV-Anlage. Der Marktwert Solar bildet dagegen den durchschnittlichen Börsenwert von Solarstrom im jeweiligen Monat ab. [1][2][3][5][8][9]

Direktvermarktung zum Spotpreis oder Monatsmarktwert: Wo liegt der Unterschied?

Für die Auszahlung des Vermarktungserlöses können Anlagenbetreiber in erster Linie zwischen den folgenden zwei Abrechnungsmodellen wählen:

• Abrechnung zum Spotpreis: Die Vergütung richtet sich nach den tatsächlichen Börsenpreisen zu den Zeitpunkten, an denen die PV-Anlage Strom eingespeist hat. Der Erlös hängt somit davon ab, wie viel Strom die Anlage zu welchem Preis erzeugt und eingespeist hat. [1][2][8][9]

• Abrechnung zum Monatsmarktwert: Die eingespeiste Strommenge wird mit dem veröffentlichten Marktwert Solar des jeweiligen Monats vergütet. Zu welchen Zeitpunkten die einzelne PV-Anlage tatsächlich Strom erzeugt und eingespeist hat, spielt dabei keine Rolle. Der Marktwert Solar wird von den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern zentral berechnet und im Rahmen der Marktwertübersicht auf Netztransparenz veröffentlicht. [1][2][8][9][10]

Vereinfacht gesagt: Bei der Abrechnung zum Spotpreis ist das individuelle Erzeugungsprofil der PV-Anlage entscheidend. Die Abrechnung zum Monatsmarktwert richtet sich dagegen nach dem durchschnittlichen Wert des in Deutschland erzeugten Solarstroms im jeweiligen Monat. [1][2][8][9][10]

Wann lohnt sich die Abrechnung zum Spotpreis?

Hohe Börsenpreise zahlen sich aus

Speist Ihre PV-Anlage zu Zeitpunkten mit hohen Börsenpreises ins Netz ein, ist die Abrechnung zum Spotpreis besonders interessant für Sie. Sie ermöglicht hier meist höhere Erlöse als die Abrechnung zum Monatsmarktwert.

Die Erlöse fallen hingegen geringer aus, wenn die Einspeisung überwiegend in Mittagsstunden mit niedrigen Börsenpreisen erfolgt. [1][2][8][9]

Die Abrechnung zum Spotpreis eröffnet bei der Direktvermarktung somit Chancen auf Mehrerlöse, ist dafür jedoch keine Garantie.

Wie die Ausrichtung Ihrer Anlage den Spotpreis-Erlös beeinflusst

Im Spotpreismodell ist entscheidend, zu welchen Zeitpunkten die jeweilige PV-Anlage tatsächlich Strom einspeist. Das über den Tag verteilte Erzeugungsprofil einer Ost-West-Anlage kann sich daher unmittelbar in höheren Erlösen niederschlagen. [1][2][8][9]

Südausgerichtete PV-Anlagen erzeugen insbesondere rund um die Mittagszeit viel Strom, genau dann, wenn viele andere Anlagen ebenfalls auf Hochtouren laufen und die Börsenpreise aufgrund eines hohen Angebotes entsprechend niedrig sind. Das Ergebnis: viel Strom, aber vergleichsweise wenig Erlös. [11][12]

Ost-West-Anlagen verteilen ihre Stromerzeugung hingegen breiter über den Tag: Der nach Osten ausgerichtete Teil speist am Vormittag ein, der nach Westen ausgerichtete am Nachmittag und frühen Abend.

Das heißt: Der Gesamtertrag kann bei Ost-West-Anlagen zwar etwas geringer ausfallen, als bei südausgerichteten Anlagen, dafür wird aber ein größerer Anteil des Stroms zu Zeiten höherer Börsenpreise erzeugt. [11][12]

Die Ausrichtung spielt beim Monatsmarktwert keine Rolle

Bei der Abrechnung zum Monatsmarktwert bleibt dieser mögliche Vorteil hingegen unberücksichtigt: Unabhängig von der Ausrichtung wird der eingespeiste Strom mit dem Monatsmarktwert Solar vergütet.

Dieser Durchschnittswert ist stark von der Stromerzeugung während der typischen Mittagsspitze geprägt, in der die Börsenpreise aufgrund des hohen Solarstromangebots häufig vergleichsweise niedrig sind. Natürlich kann die Ausrichtung weiterhin einen Einfluss auf das Serviceentgelt des Direktvermarkters haben. [1][2][8][9][10]

Überschusseinspeisung: Warum Unregelmäßigkeiten beim Spotpreis zum Vorteil werden

Die Abrechnung zum Spotpreis kann auch bei Überschusseinspeisung Vorteile bieten. Bei Anlagen mit Überschusseinspeisung ist das Einspeiseprofil aufgrund des Eigenverbrauchs meist unregelmäßig und schwer vorherzusagen. Genau das kann beim Spotpreismodell zum Vorteil werden: 

Da ausschließlich die tatsächlich eingespeisten Strommengen zu den jeweiligen Börsenpreisen vergütet werden, richtet sich das Vermarktungsergebnis direkt nach dem individuellen Einspeiseverhalten der Anlage und nicht nach einem pauschalen Durchschnittswert. Dadurch sinkt meist der Risikoaufschlag, welcher der Direktvermarkter, aufgrund des unbekannten Einspeiseprofils, auf das Serviceentgelt beaufschlagt.[1][2][8][9]

Grundsätzlich gilt: Je unregelmäßiger eine Anlage einspeist, desto stärker kann sie vom Spotpreismodell profitieren. Beim Monatsmarktwert hingegen greift unabhängig vom tatsächlichen Einspeiseverhalten immer derselbe Durchschnittswert.

Wann lohnt sich die Abrechnung zum Monatsmarktwert?

Die Abrechnung zum Monatsmarktwert eignet sich insbesondere für Betreiber, die viel Wert auf planbare Erlöse legen.

Bei der Abrechnung zum Monatsmarktwert basiert die Vergütung auf einem monatlichen Durchschnittswert und hängt daher nicht von den konkreten Einspeisezeitpunkten Ihrer PV-Anlage ab. Kurzfristige Schwankungen der Börsenpreise werden dadurch geglättet, sodass sich die Erlöse in der Regel besser planen lassen als bei der Abrechnung zum Spotpreis. [1][2][8][9][10]

Diese höhere Planbarkeit kann jedoch mit zusätzlichen Kosten verbunden sein: Der Direktvermarkter kann für das Preisrisiko, das er bei diesem Abrechnungsmodell übernimmt, einen Risikoaufschlag im Dienstleistungsentgelt berechnen. [Quelle]

Bei der Abrechnung zum Spotpreis kann ein solcher Risikopuffer dagegen entfallen. In diesem Fall erhalten Sie den tatsächlichen Börsenwert Ihrer Einspeisung, während der Direktvermarkter kein zusätzliches Preis- oder Volumenrisiko übernimmt. [1][2][8][9]

Auswirkungen negativer Strompreise auf die Vermarktungserlöse

Negative Börsenstrompreise kommen zunehmend häufiger vor und können sich direkt auf die Vermarktungserlöse von PV-Betreibern auswirken. 

Um prüfen zu können, welches Abrechnungsmodell für Sie infrage kommt, kann ein Blick auf folgende Unterscheidungen von Nutzen sein: 

1. Neu- vs. Altanlagen und der Einfluss des EEG

2. Abrechnung zum Spotpreis vs. Monatsmarktwert

Neuanlagen vs. Altanlagen: Der Einfluss auf die Marktprämie

Bei negativen Strompreisen entfällt für Neuanlagen die Marktprämie nach den Vorgaben des EEG.

Das bedeutet: Jede in dieser Zeit eingespeiste Kilowattstunde kann den Vermarktungserlös verschlechtern. 

Vereinfacht gesagt zahlen Anlagenbetreiber dann dafür, dass sie Strom ins Netz einspeisen. Deshalb kann es für Neuanlagen wirtschaftlich sinnvoll sein, die Einspeisung bei negativen Preisen zu reduzieren oder ganz einzustellen.

Ältere Anlagen sind von diesen Regelungen ausgenommen: Auch wenn sie bei negativen Preisen weiter einspeisen, bekommen sie die Marktprämie. [4]

Informationen darüber, ob Ihre PV-Anlage als Alt- oder Neuanlage gilt, finden Sie in der folgenden Tabelle. [13]

Für Betreiber von Neuanlagen lohnt sich daher ein genauer Blick auf das Abrechnungsmodell und die Einspeisestrategie, während sie für Altanlagenbetreiber weniger entscheidend ist. 

Abrechnung zum Spotpreis: Die Abregelung bei Negativpreisen zahlt sich aus

In Zeiträumen mit negativen Strompreisen kann die Abrechnung zum Spotpreis von Vorteil sein. Das gilt insbesondere für Neuanlagen.

Bei der Abrechnung zum Spotpreis werden nur die Börsenpreise in den Zeitintervallen berücksichtigt, in denen die Anlage tatsächlich Strom eingespeist hat. Regelt eine Neuanlage bei negativen Preisen ab, bleiben diese Zeitintervalle bei ihrer Abrechnung schlicht außen vor. So werden negative Vermarktungserlöse vermieden. 

Der wirtschaftliche Vorteil der Abregelung spiegelt sich also unmittelbar im Ergebnis wider. [1][2][8][9]

Abrechnung zum Monatsmarktwert Solar: Die Abregelung bei Negativpreisen bleibt unberücksichtigt

Die Abregelung in negativen Preisstunden wird bei der Berechnung des monatlichen Marktwerts Solar nicht berücksichtigt. 

Das bedeutet unabhängig davon, ob eine einzelne PV-Anlage in Negativstunden tatsächlich eingespeist hat oder nicht: Die negativen Preisstunden fließen automatisch in den Monatsmarktwert Solar ein. Die Berechnung basiert auf der ermittelten Hochrechnung der Solarstromerzeugung von den vier Übertragungsnetzbetreibern. [1][2][8][9][10]

Das hat eine wichtige Konsequenz: Auch Neuanlagen, die bei negativen Preisen vorbildlich abgeregelt haben, können durch einen gesunkenen Monatsmarktwert in ihrer Abrechnung beeinträchtigt werden.

Was bedeuten Negativstunden für Sie als Anlagenbetreiber?

Ob und wie stark negative Preisstunden Ihren Vermarktungserlös beeinflussen, hängt also wesentlich vom gewählten Abrechnungsmodell ab: 

• Neuanlage + Spotpreis: Konsequente Abregelung bei negativen Preisen schützt Sie direkt vor negativen Vermarktungserlösen.

• Neuanlage + Monatsmarktwert: Ihr Erlös kann auch dann beeinträchtigt werden, wenn Sie in negativen Preisstunden gar nicht eingespeist haben.

• Altanlage: Sie sind von diesen Überlegungen weitgehend unabhängig.

Spotpreis oder Monatsmarktwert bei der Direktvermarktung: Wofür sollten Sie sich entscheiden?

Ob die Abrechnung zum Spotpreis oder zum Monatsmarktwert für Sie die bessere Wahl ist, hängt vor allem von den Eigenschaften und der Betriebsweise Ihrer Photovoltaikanlage sowie von Ihren persönlichen Prioritäten ab. [1][2][4][6][11][12]

Die Abrechnung zum Spotpreis kann sich insbesondere dann lohnen, wenn Ihre PV-Anlage zu Zeiten mit vergleichsweise hohen Börsenpreisen einspeist oder Sie die Einspeisung flexibel an aktuelle Preissignale anpassen können. 

Die Abrechnung zum Monatsmarktwert gleicht hingegen kurzfristige Preisschwankungen aus und kann dadurch für besser planbare Erlöse sorgen. [1][2][8][9][10]

Vor Ihrer Entscheidung sollten Sie daher das historische oder prognostizierte Einspeiseprofil Ihrer PV-Anlage analysieren und die Chance auf mögliche Mehrerlöse gegen Ihren Wunsch nach planbaren Einnahmen abwägen.

trawa analysiert Ihr Einspeiseprofil, prüft Ihre Prioritäten und gibt Ihnen eine fundierte Einschätzung, welche Variante für Sie am besten geeignet ist.

Vereinbaren Sie gerne einen Termin mit uns.

Quellen

[1] Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz. (o. D.). Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG 2023): § 3 Begriffsbestimmungen. https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__3.html

[2] Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz. (o. D.). Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG 2023): § 19 Zahlungsanspruch. https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__19.html

[3] Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz. (o. D.). Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG 2023): § 20 Marktprämie. https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__20.html

[4] Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz. (o. D.). Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG 2023): § 51 Verringerung des Zahlungsanspruchs bei negativen Preisen. https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__51.html

[5] Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz. (o. D.). Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG 2023): Anlage 1 (zu § 23a): Höhe der Marktprämie. https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/anlage_1.html

[6] Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. (o. D.). Flexibilisierung der Direktvermarktungspflicht. https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Dossier/Energieversorgung/solarpaket-1_1flexibilisierung-der-direktvermarktungspflicht.html

[7] Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. (o. D.). Solarpaket I. https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Energie/solarpaket-1.html

[8] Bundesnetzagentur. (o. D.). So­lar­an­la­gen und an­de­re EE-An­la­gen. https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/ErneuerbareEnergien/Solaranlagen/start.html

[9] Gieße, A. (2026, 3. Februar). Direktvermarktung von PV-Strom: Solarenergie an der Börse verkaufen. ADAC. https://www.adac.de/rund-ums-haus/energie/spartipps/direktvermarktung-pv-strom/#was-ist-die-direktvermarktung

[10] Netztransparenz. (o. D.). Marktwertübersicht. https://www.netztransparenz.de/de-de/Erneuerbare-Energien-und-Umlagen/EEG/Transparenzanforderungen/Marktprämie/Marktwertübersicht

[11] Peper, D. & Hanisch, C. (2022, 4. August). Kurzstudie des Fraunhofer ISE: Abbau regulatorischer Hürden führt zu mehr PV-Dachanlagen bis 30 kW. Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme. https://www.ise.fraunhofer.de/de/presse-und-medien/presseinformationen/2022/kurzstudie-des-fraunhofer-ise-abbau-regulatorischer-huerden-fuehrt-zu-mehr-pv-dachanlagen-bis-30-kw.html

[12] VDE VERLAG. (2025, 22. April). Ost-West vs. Süd: Die optimale Ausrichtung für Solarparks im volatilen Strommarkt. energie.de. https://www.energie.de/sonne-wind-waerme/news-detailansicht/nsctrl/detail/News/ost-west-vs-sued-die-optimale-ausrichtung-fuer-solarparks-im-volatilen-strommarkt