Wer eine Solar-, Wind- oder Biomasseanlage betreibt, muss für die EEG-Förderung nicht nur Strom erzeugen, sondern auch die Vermarktung korrekt organisieren. Die Vorschrift des § 20 EEG erklärt, unter welchen Bedingungen die Marktprämie gezahlt wird, welche Rolle Direktvermarktung und Bilanzkreise spielen und warum Speicher besondere Aufmerksamkeit verlangen. Ich zeige außerdem, wie sich die Regelung von der Einspeisevergütung unterscheidet und welche Fehler Betreiber vermeiden sollten.
Die Marktprämie hängt an klaren Bedingungen
- Direktvermarktung ist Voraussetzung für die Marktprämie.
- Der Anlagenbetreiber muss dem Netzbetreiber das Recht zur EE-Kennzeichnung einräumen.
- Der Strom gehört grundsätzlich in einen sortenreinen Bilanz- oder Unterbilanzkreis.
- Bei Speichern gelten für den förderfähigen Strom zusätzliche Abgrenzungsregeln.
- Die Vorschrift legt nicht den konkreten Betrag fest. Die Höhe richtet sich vor allem nach anzulegendem Wert und Marktwert.
Was § 20 EEG tatsächlich regelt
§ 20 EEG regelt die Marktprämie. Sie ist die zentrale Förderform für Anlagen, deren Strom direkt am Markt verkauft wird. Der Anlagenbetreiber erhält also den Erlös aus der Vermarktung und zusätzlich eine gleitende Prämie, die den Abstand zwischen dem gesetzlich bestimmten anzulegenden Wert und dem jeweiligen Marktwert ausgleichen soll.
Die Grundlage liegt in § 19 EEG. Dort werden Marktprämie, Einspeisevergütung und Mieterstromzuschlag als unterschiedliche Zahlungsansprüche nebeneinandergestellt. Ich halte diese Unterscheidung für wichtig, weil die Begriffe im Alltag oft vermischt werden. Die Marktprämie ist keine klassische Einspeisevergütung, bei der der Netzbetreiber den Strom zu einem festgelegten Satz abnimmt.
| Förderform | Vermarktung | Typische Bedeutung |
|---|---|---|
| Marktprämie | Direktvermarktung | Der Strom wird über einen Direktvermarkter am Markt verkauft. |
| Einspeisevergütung | Abnahme durch den Netzbetreiber | Geeignet für bestimmte Anlagen und gesetzlich definierte Fälle. |
| Mieterstromzuschlag | Direkte Belieferung von Letztverbrauchern | Vor allem für Solarstrom innerhalb eines Gebäudes oder Quartiers. |
Die Marktprämie wird nach § 23a EEG und Anlage 1 berechnet. Deshalb enthält § 20 selbst keinen festen Centbetrag pro Kilowattstunde. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht dafür regelmäßig die anzulegenden Werte. Für Solaranlagen mit Inbetriebnahme vom 1. August 2026 bis zum 31. Januar 2027 liegt der anzulegende Wert bei Dachanlagen bis 10 Kilowatt beispielsweise bei 8,10 Cent pro Kilowattstunde für die Teileinspeisung. Das ist jedoch nicht automatisch die tatsächliche Marktprämie, weil der jeweilige Marktwert gegengerechnet wird.
Diese drei Voraussetzungen müssen im jeweiligen Monat erfüllt sein
Der Strom muss direkt vermarktet werden
Direktvermarktung bedeutet, dass der Strom nicht einfach im Rahmen der normalen Einspeisevergütung an den Netzbetreiber abgegeben wird. In der Praxis übernimmt meist ein Direktvermarktungsunternehmen die Vermarktung, Prognosen, Abrechnung und Bilanzierung. Der Anlagenbetreiber erhält dafür den Markterlös und die EEG-Marktprämie.
Die Zuordnung zur Marktprämie muss dem Netzbetreiber korrekt mitgeteilt werden. Nach § 21c EEG ist die erstmalige Zuordnung oder ein Wechsel grundsätzlich vor Beginn des vorangehenden Kalendermonats anzukündigen. Wer beispielsweise ab Oktober in die Direktvermarktung wechseln möchte, sollte die Meldung nicht erst im Oktober einreichen.
Der Netzbetreiber darf den Strom als EEG-Strom kennzeichnen
Der Anlagenbetreiber muss dem Netzbetreiber das Recht einräumen, den Strom als Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas, gefördert nach dem EEG, zu kennzeichnen. Das klingt zunächst nach einer reinen Verwaltungsvorschrift, ist aber eine gesetzliche Anspruchsvoraussetzung.
Ich würde diese Erklärung nicht nebenbei behandeln. Sie sollte im Vertrag mit dem Direktvermarkter und in der Kommunikation mit dem Netzbetreiber eindeutig abgebildet sein. Unklare Zuständigkeiten bei Herkunft, Kennzeichnung oder Abrechnung führen schnell zu Rückfragen und verzögern die Auszahlung.
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Der Strom muss einem geeigneten Bilanzkreis zugeordnet sein
Ein Bilanzkreis ist vereinfacht gesagt ein rechnerisches Konto, in dem Einspeisung und Vermarktung zusammengeführt werden. Der Bilanzkreisverantwortliche plant, wie viel Strom voraussichtlich eingespeist wird, und gleicht Abweichungen am Strommarkt aus.
Für die Marktprämie verlangt § 20 grundsätzlich einen Bilanz- oder Unterbilanzkreis mit klar abgegrenzten Strommengen. Darin darf im Kern nur Strom aus erneuerbaren Energien oder Grubengas bilanziert werden, der in der Veräußerungsform der Marktprämie direkt vermarktet wird. Andere Strommengen sind nur unschädlich, wenn ihre Einspeisung in diesen Kreis nicht vom Anlagenbetreiber oder Direktvermarkter zu vertreten ist.
Der Bilanzkreis ist kein eigener physischer Stromkreislauf. Elektronen lassen sich im Netz nicht nach Förderform sortieren. Die Sortenreinheit ist vielmehr eine bilanzielle und vertragliche Abgrenzung. Genau dort liegt in meinen Augen der häufigste praktische Fehler: Betreiber achten auf den Zähler, aber nicht auf die korrekte Zuordnung im Bilanzkreis.
Warum Stromspeicher die Prüfung komplizierter machen
Bei einer Anlage ohne Speicher ist die Förderlogik vergleichsweise übersichtlich. Sobald ein Batteriespeicher oder ein Ladepunkt hinzukommt, muss geklärt werden, welcher Anteil des eingespeisten Stroms förderfähig ist. § 19 EEG unterscheidet dafür zwischen Ausschließlichkeits-, Abgrenzungs- und Pauschaloption.
| Option | Voraussetzung | Praktische Folge |
|---|---|---|
| Ausschließlichkeitsoption | Der Speicher wird im Kalenderjahr ausschließlich mit erneuerbarem Strom oder Grubengas geladen. | Der eingespeiste Speicherstrom kann grundsätzlich vollständig als förderfähig behandelt werden. |
| Abgrenzungsoption | Der Speicher wird auch mit anderem Strom geladen. | Nur der nachweisbar förderfähige Anteil erhält die Marktprämie. |
| Pauschaloption | Solaranlagen und Speicher werden gemeinsam betrieben, die Solaranlagen haben insgesamt höchstens 30 Kilowatt Leistung. | Es kann ein pauschal bestimmter Anteil berücksichtigt werden, höchstens 500 Kilowattstunden je Kilowatt installierter Solarleistung und Kalenderjahr. |
Für die Marktprämie verschärft § 20 die Anforderungen an der betroffenen Einspeisestelle. Bei der Abgrenzungs- oder Pauschaloption muss die gesamte dort eingespeiste Strommenge in einem gesonderten Bilanz- oder Unterbilanzkreis bilanziert werden. Dieser darf nur die nach der jeweiligen Option ermittelten förderfähigen Mengen oder nicht zu vertretende andere Mengen enthalten.
Das ist besonders relevant, wenn hinter einem Netzanschlusspunkt mehrere Solaranlagen, Speicher, Ladepunkte oder andere Erzeuger zusammenkommen. Die Bundesnetzagentur hat für solche Konstellationen konkrete Abgrenzungsfragen aufgegriffen. Meine Empfehlung ist klar: Vor der Inbetriebnahme sollte ein Mess- und Bilanzierungskonzept feststehen, nicht erst bei der ersten Jahresabrechnung.
Bei den neuen Speicheroptionen kommt außerdem eine zeitliche Einschränkung hinzu. Einzelne Regelungen greifen erst, wenn die dafür vorgesehenen Festlegungen der Bundesnetzagentur nach § 85d EEG wirksam geworden sind. Deshalb genügt es nicht, nur den Gesetzestext zu lesen. Die aktuelle Festlegung und das verwendete Messkonzept müssen ebenfalls geprüft werden.
Wie sich die Marktprämie wirtschaftlich auswirkt
Die Marktprämie soll den Anlagenbetreiber näher an den anzulegenden Wert heranführen, obwohl der Strom am Markt verkauft wird. Vereinfacht lautet die Logik:
Marktprämie = anzulegender Wert minus maßgeblicher Marktwert
Die tatsächliche Abrechnung hängt unter anderem von Energieträger, Anlage, Vermarktungsform und dem maßgeblichen Monats- oder Jahresmarktwert ab. Bei Photovoltaik wird der energieträgerspezifische Marktwert durch die tatsächlichen Börsenwerte für Solarstrom beeinflusst. Deshalb ist die Marktprämie nicht jeden Monat gleich hoch.
Für Betreiber bedeutet das zweierlei. Einerseits bietet die Direktvermarktung eine zusätzliche Erlösquelle und bindet die Anlage stärker an den Strommarkt. Andererseits bleiben Prognosefehler, negative Preise, Vermarktungskosten und technische Ausfälle wirtschaftlich relevant. § 20 garantiert keinen unveränderten Gesamterlös unabhängig von der Marktlage.
Bei größeren Anlagen kommt häufig noch die Ausschreibung hinzu. Dann wird der anzulegende Wert nicht einfach gesetzlich festgelegt, sondern ergibt sich aus dem Zuschlagswert. Die Marktprämie setzt weiterhin die Bedingungen der Direktvermarktung voraus, auch wenn die Höhe des anzulegenden Werts aus einem Zuschlagsverfahren stammt.
Typische Fehler bei der Anwendung vermeiden
Die meisten Probleme entstehen nicht durch eine komplizierte juristische Auslegung, sondern durch fehlende Abstimmung zwischen Betreiber, Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und Direktvermarkter. Ich würde vor dem Wechsel in die Marktprämie mindestens diese Punkte schriftlich prüfen:
- Ist die Anlage dem richtigen Vermarktungsmodell zugeordnet?
- Wurde der Wechsel fristgerecht beim Netzbetreiber gemeldet?
- Ist der zuständige Bilanzkreisverantwortliche eindeutig benannt?
- Wer übernimmt Prognose, Fahrplanmeldung und Abrechnung?
- Ist die Kennzeichnungsberechtigung des Netzbetreibers vertraglich dokumentiert?
- Gibt es an der Einspeisestelle weitere Erzeuger, Speicher oder Ladepunkte?
- Wird bei einem Speicher die passende Option verwendet und technisch nachgewiesen?
- Sind Zähler, Messkonzept und Bilanzkreis logisch aufeinander abgestimmt?
Ein häufiger Irrtum besteht darin, dass ein Direktvermarktungsvertrag allein automatisch den Anspruch sichert. Das stimmt nicht. Der Vertrag kann die Abwicklung organisieren, ersetzt aber nicht die gesetzlichen Voraussetzungen aus § 20 EEG. Bei einem Streit sollte deshalb zuerst geklärt werden, ob das Problem bei der Vermarktung, der Messung, der Meldung oder der bilanziellen Zuordnung liegt.
Die entscheidende Prüfung findet vor der ersten Abrechnung statt
§ 20 EEG ist im Kern eine Vorschrift zur geordneten Direktvermarktung. Für Anlagenbetreiber sind vor allem drei Dinge entscheidend: die richtige Vermarktungsform, ein sauber geführter Bilanzkreis und eine nachvollziehbare Abgrenzung bei Speichern.
Wer diese Punkte vor der Inbetriebnahme oder vor einem Wechsel prüft, reduziert das Risiko von Korrekturen und Zahlungsstreitigkeiten erheblich. Gerade bei kombinierten Solar-Speicher-Systemen sollte die technische Planung deshalb immer gemeinsam mit der rechtlichen und bilanziellen Abwicklung gedacht werden.
