In den vergangenen 12 Monaten haben wir Strom aus 503 PV-Anlagen zu viertelstündlichen Spotmarktpreisen vermarktet. Davon sind bislang nur etwa 10 – 20 Ü20-Anlagen. Die meisten dieser Anlagen  liegen unter 30 kWp. Wir sehen aber Potenzial für Wachstum in diesem Kund:innensegment. Zum einen, da in den kommenden Jahren mehr und mehr Anlagen aus der Förderung fallen werden – zum anderen aber auch, weil die regulatorischen und technologischen Rahmenbedingungen für die marktorientierte Direktvermarktung in einigen Bereichen deutlich besser geworden sind. Die meisten Ü20-Anlagen sind in den vergangenen zwei Jahren bei uns in die Direktvermarktung gegangen. Zum Ende 2025 fallen deutschlandweit Anlagen mit einer Gesamtleistung von über 900 Megawatt aus der EEG-Vergütung.

Unser festes Dienstleistungsentgelt orientiert sich an der PV-Leistung. Der verwendete Schlüssel für die anfallenden Kosten pro Kilowattstunde variiert leicht je nach Anlagengröße. Wie hoch das fixe Dienstleistungsentgelt im konkreten Fall ist, kann jeder über unseren Erlösrechner herausfinden.

Das variable Dienstleistungsentgelt ist bei uns für alle Anlagengrößen gleich hoch und beträgt 3 % der Vermarktungserlöse. Durch die geringe variable Gebühr profitieren Anlagenbetreiber:innen von einem vergleichsweise hohen Erlöspotenzial. Unser Preismodell, welches ohne Risikoaufschläge auskommt, belohnt somit auch flexible Lösungen für die zeitoptimierte Einspeisung. Das ist insbesondere für Ü20-Anlagen interessant, da intelligente Batteriespeicher den Wegfall der Marktprämie nicht nur kompensieren, sondern auch höhere Einnahmen ermöglichen können. Ein entscheidender Unterschied zur EEG-geförderten Direktvermarktung: In der sonstigen Direktvermarktung sind Betreiber:innen nicht mehr an die gesetzlichen Auflagen für die Vermarktung des erneuerbaren Stroms aus der eigenen PV- oder Windanlage gebunden. So kann neben dem produzierten Überschussstrom auch günstiger Netzstrom (grün oder grau) in ein- und derselben Batterie gespeichert und zu einem späteren Zeitpunkt wieder eingespeist werden – beispielsweise dann, wenn die Börsenpreise hoch sind. In der geförderten Direktvermarktung ist das in dieser Form derzeit noch nicht möglich. In Kombination mit unserem dynamischen Stromtarif entsteht so ein zusätzlicher Hebel zur Einnahmeoptimierung: 

 

• Strom produzieren und günstig aus dem Netz beziehen, den Batteriespeicher auflade
•  zu Spitzenpreisen wieder ins Netz abgeben
• Kombination mit Eigenverbrauch für max. Wirtschaftlichkeit.

Ausgleichskosten entstehen, wenn sich Prognose und Realität bei der Stromerzeugung unterscheiden – was gerade bei Erneuerbaren unvermeidlich ist. In der Direktvermarktung müssen wir als Bilanzkreisverantwortlicher sicherstellen, dass eingespeister Strom mit der am Vortag gemeldeten Prognose übereinstimmt. Kommt es zu Abweichungen – etwa durch Wetterumschwünge oder kurzfristige Ausfälle von Erzeugungsanlagen – muss Strom am Intraday-Markt zugekauft oder verkauft bzw. Ausgleichsenergie in Anspruch genommen werden. Die dadurch entstehenden Ausgleichskosten werden anteilig auf alle im Leistungspool zusammengefassten Anlagen verteilt. Die Ausgleichskosten setzen sich im Wesentlichen aus zwei Komponenten zusammen: 

• Intraday-Kosten: entstehen via kurzfristige Handelsaktivitäten am Intraday-Markt zur Korrektur von Prognoseabweichungen. 
• Ausgleichsenergiekosten: entstehen, wenn die nach den Intraday-Korrekturen noch verbleibende Abweichungen durch den Netzbetreiber über Ausgleichsenergie ausgeglichen werden. 

Die gesetzlich geregelte Anschlussvergütung für Ü20-Anlagen richtet sich nach dem Jahresmarktwert Solar abzüglich Vermarktungskosten. Für 2023 und 2024 lag die Vergütung bei 7,2 bzw. 2,82 ct/kWh. Für 2025 werden ca. 3 – 5 ct/ kWh erwartet. Alternativ bietet sich die Sonstige Direktvermarktung an

Wir reichen den aktuellen viertelstündlichen Börsenstrompreis 1:1 weiter. Daraus errechnen sich die kumulierten Erlöse für die monatliche Abrechnung abzüglich der Dienstleistungsentgelte und der Ausgleichsenergiekosten.

Hierzu ein Rechenbeispiel aus unserem Meinungsbeitrag im pv-magazine (7. April 2025): Als Beispiel dient eine PV-Anlage mit 10 kWp Leistung und einem 30 kWh Speicher bei einem Haushaltsverbrauch von 5000 kWh. Nach Eigenverbrauch speist die Anlage im Sommer 4800 kWh ins Netz ein. Dank des Batteriespeichers können über 90 % der Einspeisung, rund 4.475 kWh, preisoptimiert zu einem Börsenpreis von durchschnittlich 13,5 ct/kWh verkauft werden, während der Rest 3,5 ct/kWh erzielt. Der durchschnittliche Verkaufspreis beträgt somit 12,7 ct/kWh, deutlich höher als die garantierte Einspeisevergütung von aktuell 7,96 Cent. Dynamische Stromtarife steigern die Wirtschaftlichkeit flexibler Anlagen zusätzlich. Im Winter kann der Speicher mit einem dynamischen Stromtarif preisoptimiert beladen werden und so die Stromkosten senken. Dabei wird der in die Batterie eingespeiste Strom zu einem späteren Zeitpunkt im Haus verbraucht. In dem obigen Beispiel rechnen wir hier mit ebenfalls einer durchschnittlichen Einsparung von ca. 13 ct/kWh unter Berück-sich­tigung der reduzierten Netzentgelte gemäß § 14a EnWG. In Summe entspricht dies einer Einsparung von circa 170 € im Jahr.

Unsere Kund:innen können keinen Smart Meter über uns bestellen. Kund:innen mit einem funktionierenden intelligenten Messsystemen (iMSys), die über ein Smart Meter Gateway, verfügen, können ihren Strom bei uns vermarkten. Ab 100 kWp benötigen sie einen RLM-Zähler. LUOX Direktvermarktung und LUOX Dynamisch sind hardware-unabhängig nutzbar. Das gilt auch für Energiemanagementsysteme und Batteriespeicher. Wir arbeiten mit einer Vielzahl von bewährten Direktvermarktungs-Schnittstellen, die eine reibungslose Fernsteuerbarkeit und Datenerfassung ermöglichen. Eine Liste der kompatiblen Schnittstellen ist in der Wissensdatenbank auf unserer Website zu finden.

Die viertelstündige Bilanzierung des eingespeisten Stroms ist zwingend notwendig. Darüber hinaus ist die Fernsteuerbarkeit von Anlagen größer 25 kWp zu nennen, den Abruf der Ist-Einspeisung für Anlagen größer 25 kWp und einen RLM-Zähler für Anlagen ab 100 kWp. Es gelten also weitestgehend die gleichen Anforderungen wie für Anlagen in der geförderten Direktvermarktung.

Unser Direktvermarktungsangebot bietet verlässliche Vertragsbedingungen und ist monatlich kündbar. So bleiben unsere Kund:innen nicht nur mit unserem Preismodell flexibel, sondern auch im Hinblick auf die Zusammenarbeit.

SFV-Einschätzung/Bewertung

Das Angebot von LUOX Energy ist grundsätzlich interessant, da es auch Betreibenden kleinerer Anlagen den Zugang zu Börsenstrompreisen ermöglicht und durch monatliche Kündbarkeit Flexibilität bietet. Damit sich der Wechsel lohnt, ist ein genauer Blick auf die Rahmenbedingungen hilfreich: 

Kosten-Nutzen-Abwägung: Die Erlöse orientieren sich 1:1 am Börsenstrompreis, allerdings müssen davon Dienstleistungsentgelte (fix und variabel) sowie Ausgleichskosten abgezogen werden. Interessierte sollten daher gegenrechnen, ob der Mehrerlös durch die sonstige Direktvermarktung die gesetzliche Anschlussvergütung übersteigt.

Speicherinvestition: Im Rechenbeispiel von LUOX Energy wird eine 10 kWp-​Anlage mit einem sehr großen 30 kWh-Speicher kombiniert, um die Wirtschaftlichkeit durch Preisoptimierung zu verdeutlichen. Für viele Ü20-Anlagenbetreibenden bedeutet dies eine Neuinvestition in Speicher. Ob sich die Anschaffung eines Speichers durch die Mehrerlöse am Spotmarkt amortisiert, sollte im Einzelfall geprüft werden.

Anlagengröße: Während sich der Aufwand für sehr kleine Anlagen eventuell weniger rechnen könnte, dürfte die sonstige Direktvermarktung für größere Anlagen im zweistelligen kW-Bereich (ca. 30 kWp) eine durchaus interessante Alternative sein. Hier fallen die fixen Kosten prozentual weniger ins Gewicht, und die absoluten Mehrerlöse können zur Deckung der Betriebskosten beitragen.

Fazit ― Wer eine größere Ü20-Anlage besitzt, technisch interessiert ist und bereit ist, in intelligente Steuerung (iMSys) und Speicher zu investieren, sollte die sonstige Direktvermarktung als Option prüfen – eine genaue „Spitzrechnung“ bleibt jedoch unerlässlich.