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In diesem Interview erklären Ronny Müller und Matthias Pfeiffer von Qsol net – ein Energieversorgungsunternehmen (EVU) mit eigener Stromvermarktung – worauf es bei der Vermarktung von PV-Strom ankommt, welche Modelle aktuell besonders attraktiv sind, welche Rolle das EEG spielt und warum gerade jetzt ein guter Zeitpunkt für Investitionen in Solarenergie ist.
Unser Ziel: Transparenz und bestmögliche Erlöse für Sie als Investor.
Herr Müller, Herr Pfeiffer, könnten Sie uns zunächst bitte etwas mehr über Ihre Positionen bei Qsol net und zu Ihnen als Energieexperten erzählen?
Ronny Müller: Qsol net ist ein deutschlandweiter Strom- und Gaslieferant mit hunderten zufriedenen Kunden. Ich bin Prokurist der Qsol net und ausgebildeter Händler an der Strombörse und seit 11 Jahren in verschiedenen Unternehmen der Energiebranche tätig.
Matthias Pfeiffer: Ich bin Geschäftsführer der Qsol net und seit über 20 Jahren in der Energiebranche in verschiedenen Unternehmensbereichen wie Handel, Energienetze und Energievertrieb in verschiedenen deutschen Konzernunternehmen tätig.
Was ist Stromvermarktung generell?
Ronny Müller: Stromvermarktung bezeichnet den Verkauf des erzeugten Stroms – z. B. aus einer Photovoltaikanlage – an einen Stromkunden oder Handel an der Strombörse. Das Ziel ist es, möglichst hohe und stabile Einnahmen für den Betreiber bzw. Investor zu erzielen. Dabei wird der erzeugte Strom entweder direkt an Energieversorgungsunternehmen, Großverbraucher oder über die Strombörse verkauft. Die Stromvermarktung ist ein zentraler Bestandteil der Wirtschaftlichkeit von Solarprojekten. Gerade bei neu errichteten Anlagen ist eine gute Stromvermarktung essenziell, weil die gesetzliche Einspeisevergütung (z. B. über das EEG) in vielen Fällen nicht mehr ausreichend oder gar nicht mehr verfügbar ist – insbesondere bei negativen Strompreisen an der Börse. Deshalb setzen wir bei Qsol net schon lange auf eine eigene Stromvermarktung für unsere Kunden.
Welche Stromvermarktungsmodelle gibt es?
Matthias Pfeiffer: Für Betreiber und Investoren von Solaranlagen stehen heute verschiedene Vermarktungswege zur Verfügung. Diese unterscheiden sich zum Teil stark in Bezug auf Sicherheit, Risiko und Erlöspotenzial. Ein Modell ist die Einspeisung mit EEG-Vergütung. Hier wird der erzeugte Strom zu einem gesetzlich garantierten Tarif für einen langen Zeitraum eingespeist. Diese Form bietet zwar eine gewisse Sicherheit, ist jedoch für verschiedene Solaranlagenmodelle unterschiedlich attraktiv. Für PV-Aufdachanlagen ist die EEG-Vergütung die gängige Form des Stromerlöses, für Freiflächenanlagen sind meist andere Stromvergütungsmodelle attraktiver. Die EEG-Vergütung ist für die wirtschaftliche Betrachtung in jedem Fall ein Sicherheitsszenario.
Darüber hinaus gibt es noch die Direktvermarktung über die Strombörse, den sogenannten Spotmarkt. Hier wird der Strom zum jeweils aktuellen Börsenpreis verkauft. Diese Variante kann kurzfristig hohe Erlöse bringen, ist allerdings volatil und unvorhersehbar. Schwankungen, Preisverfall oder negative Preise können die Erträge stark beeinträchtigen.
Das Modell, das wir bei Qsol net nutzen, sind sogenannte Power Purchase Agreements, kurz PPAs. Das sind langfristige Stromabnahmeverträge mit Unternehmen, bei einem festen oder flexiblen Preismodell. Sie bieten Investoren ein hohes Maß an Planungssicherheit und sind heute die zentrale Vermarktungsform professionell betriebener Solarparks. Es gibt verschiedene PPA-Modelle, z. B. das Pay-as-produced (PAP)-Modell, das auch wir nutzen. Das ist quasi der Klassiker für Photovoltaikanlagen. Jede erzeugte Kilowattstunde wird zum vereinbarten Festpreis abgenommen – unabhängig von Tageszeit, Strommarktpreis oder Wetter. Der Vorteil ist, dass dieses Modell maximale Planungssicherheit und stabile Einnahmen bietet, ganz ohne Handelsrisiko. Daneben gibt es auch noch die Form des Pay-as-forecasted (PAF). Hier wird eine bestimmte, im Voraus prognostizierte Strommenge täglich oder stündlich verkauft. Liegt die tatsächliche Einspeisung darunter, muss der Betreiber den Fehlbetrag ggf. teuer am Markt beschaffen oder erhält weniger Vergütung. In der Regel gibt es hier einen etwas höheren Preis als beim PAP, aber mit mehr Risiko. Geeignet ist diese Art des PPAs für Betreiber mit sehr guter Prognosequalität oder Speicherlösungen. Ein weiteres Modell ist das Baseload-PPA, wo eine Vereinbarung einer konstanten Strommenge über längere Zeiträume getroffen wird – z. B. 10 MW pro Stunde über ein Jahr. Für reine PV-Anlagen ist dies riskant, da Sonnenstrom wetterabhängig ist. Daher eignet sich diese Form von PPA eher für Windkraft, Wasserkraft oder Anlagen mit Speicher. Und dann gibt es noch die sogenannten strukturierten PPAs. Hier werden Strommengen zu verschiedenen Zeiten und Preisen verkauft – z. B. monatlich, saisonal oder mit gleitenden Durchschnittspreisen. Diese Art von PPA eignet sich für Großanlagenbetreiber mit aktivem Portfoliomanagement und Marktzugang.
Neben EEG, Direktvermarktung und PPAs gibt es auch die Möglichkeit, Mieterstrommodelle zu nutzen. Ein Mieterstrommodell regelt, wie Strom aus Photovoltaikanlagen auf Mietgebäuden vergütet wird, wenn dieser direkt an die Mieter verkauft wird. Dabei erhalten Betreiber von PV-Anlagen eine staatlich festgelegte Vergütung pro Kilowattstunde für den Strom, den sie ins Netz einspeisen, sowie eine Mieterstromvergütung für direkt an Mieter gelieferten Strom. Dieses Modell gilt für PV-Anlagen auf Wohngebäuden, bei denen Strom dezentral erzeugt und möglichst vor Ort verbraucht wird.
Unser Ansatz bei Qsol net ist, bei Freiflächenanlagen mit Pay-as-produced PPAs zu arbeiten – mit sicherem Fixpreis, keiner Prognoseverpflichtung und stabilen Einnahmen. Ergänzend analysieren wir die Marktlage laufend, um den Investoren des Solarparks die bestmöglichen Konditionen für die Abnahme ihres Stroms zu sichern. Aktuell setzen wir bei den PPAs eher auf kürzere Laufzeiten von 1-3 Jahren, da wir davon ausgehen, dass die Strompreise steigen werden. Kürzere Laufzeiten ermöglichen es uns, schnell auf steigende Strompreise zu reagieren und höhere Vergütungen für die Investoren zu erzielen. Bei kleineren Anlagen, wie z. B. Aufdachanlagen, arbeiten wir mit einer Kombination aus der EEG-Einspeisevergütung und Mieterstrommodellen, die nach Ablauf der EEG-Laufzeit von 20 Jahren eingesetzt werden. Dadurch bieten wir Investoren von Aufdachanlagen ein zukunftsträchtiges Stromvermarktungsmodell.
Warum sind Power Purchase Agreements und speziell ein Pay-as-produced Modell für Investoren eines Solarparks besonders attraktiv?
Ronny Müller: PPAs sind die derzeit wirtschaftlich stabilste und strategisch sinnvollste Vermarktungsform für Freiflächenanlagen. Besonders das Pay-as-produced-Modell bietet Investoren entscheidende Vorteile. Es bietet stabile Einnahmen, denn für jede erzeugte Kilowattstunde erhalten Solaranlagenbesitzer einen festgelegten Preis – selbst bei negativen Börsenpreisen. Außerdem ist man mit so einem PPA unabhängig vom Markt, da man nicht der Volatilität der Strombörse ausgesetzt ist und trotzdem von attraktiven Marktbedingungen profitieren kann. Ein weiterer Vorteil sind die langen Planungshorizonte, da Verträge mit Laufzeiten von bis zu 10 oder mehr Jahren hohe Kalkulationssicherheit bieten. Für Abnehmer bieten PPAs außerdem den Vorteil, echte Herkunftsnachweise für zertifizierten Grünstrom erhalten zu können, was gerade für Unternehmen mit Nachhaltigkeitszielen wichtig ist – und den Investoren zusätzliche Nachfrage sichert. Im Gegensatz zu unserem Ansatz bei Qsol net sind reine Direktvermarkter stark vom kurzfristigen Spotmarkt abhängig und können keine fixen Preise garantieren. Als Energieversorger hingegen haben wir direkten Zugang zu Endkunden und können Strom flexibel, gewinnbringend und stabil über PPAs vermarkten.
Worin besteht der Vorteil, mit einem EVU zu arbeiten, das eine eigene Stromvermarktung und einen eigenen Bilanzkreis betreibt?
Matthias Pfeiffer: Ein EVU mit eigenem Bilanzkreis kann den eingespeisten Strom direkt an der Strombörse (EPEX Spot) oder im OTC-Handel verkaufen. Der Vorteil ist, dass es dadurch keine Zwischenhändler, niedrigere Vermarktungskosten und mehr Kontrolle über die Erlöse gibt. Betreiber profitieren direkt von hohen Marktpreisen oder können langfristige PPA-Verträge effizienter umsetzen. Darüber hinaus kann ein EVU mit eigenem Bilanzkreis eigene Prognosen, Fahrpläne und Ausgleichsenergierisiken steuern. Das reduziert für Betreiber das Risiko von Prognoseabweichungen und damit Kosten durch Ausgleichsenergie. Ein EVU mit eigenem Bilanzkreis kann auch Strom direkt an Endkunden liefern – z. B. im Mieterstrommodell. Das macht es einfacher, lokal erzeugten Strom an Mieter oder Gewerbekunden zu verkaufen, ohne Umweg über den Netzbetreiber.
Welche Besonderheiten gibt es bei Mieterstrommodellen?
Ronny Müller: Bei Mieterstrommodellen gibt es für Investoren von PV-Anlagen einige wichtige Besonderheiten und Aspekte zu beachten. Anders als bei klassischen PV-Investitionen, bei denen der Strom komplett ins Netz eingespeist wird, wird beim Mieterstrommodell ein Teil des Stroms direkt an die Mieter verkauft. Das erfordert zusätzlichen Aufwand für Messung, Abrechnung und Kundenmanagement. Investoren erhalten für den lokal verbrauchten Strom einen Mieterstromzuschlag, jedoch keine Einspeisevergütung für diesen Teil. Außerdem fällt trotz direkter Belieferung eine reduzierte EEG-Umlage an, was die Wirtschaftlichkeit beeinflusst. Die Umsetzung erfordert zudem oft mehrere Verträge (z. B. mit Mietern, dem Netzbetreiber, ggf. Drittanbietern für die Abrechnung), was rechtlich und organisatorisch aufwendiger ist als bei klassischen PV-Projekten. Darüber hinaus hängt die Wirtschaftlichkeit stark davon ab, wie viele Mieter tatsächlich am Mieterstrommodell teilnehmen – bei geringer Beteiligung sinkt der Eigenverbrauchsanteil und damit die Rendite. Für die Nutzung von Mieterstrommodellen sind zudem intelligente Zähler (Smart Meter) und ein entsprechendes vom Netzbetreiber genehmigtes Messkonzept erforderlich, um die Stromflüsse korrekt zu erfassen und abzurechnen. Auch bei Mieterstrommodellen kümmern wir von Qsol net uns für die Investoren um alle mit der Stromvermarktung verbundenen Prozesse und prüfen vorab, ob sich eine Anlage für den Einsatz des Mieterstrommodells eignet. Ziel ist auch hier, optimale Stromvergütungskonditionen zu erzielen.
Welche Rolle spielt das EEG für mich als Investor – und welchen Einfluss haben aktuelle gesetzliche Rahmenbedingungen?
Matthias Pfeiffer: Bei dieser Frage müssen wir differenzieren zwischen Freiflächenphotovoltaik und Aufdachanlagen, da diese unterschiedliche Voraussetzungen für eine Vergütung durch das EEG mitbringen. Je größer die Anlage, desto geringer fällt die Einspeisevergütung pro kWh aus, weshalb sich das EEG tendenziell eher für kleinere Anlagen, wie Aufdach-PV, eignet. Ab einer Größe von 100 kWp einer Aufdachanlage ist die Direktvermarktung verpflichtend. Hier kann jedoch auf das Marktprämienmodell zurückgegriffen werden, welches die Differenz zwischen Marktpreis und EEG-Vergütung ausgleicht. Ab einer Größe von 1 MWp ist die Teilnahme an EEG-Ausschreibungen (Auktionen) verpflichtend. Gleichzeitig sinkt die EEG-Vergütung kontinuierlich: Seit Februar 2024 wird der Tarif alle sechs Monate um 1 % reduziert. Das heißt: Je später eine Anlage in Betrieb geht, desto niedriger fällt die gesetzliche Einspeisevergütung aus.
Bei Freiflächenanlagen ab einer Größe von 750 kWp gibt es eine Ausschreibungspflicht nach EEG, ohne Auktion besteht kein Anspruch auf Förderung und nur bei erfolgreicher Teilnahme gibt es einen Zuschlag für die EEG-Vergütung. Für große Solarparks ab 10 MWp wird der Strom oft direkt oder über Power Purchase Agreements vermarktet. Auch für Solarparks spielt das EEG weiterhin eine wichtige Rolle – jedoch zunehmend als Sicherheitsnetz, nicht als primäre Erlösquelle. Für neue PV-Anlagen sieht das „Solarspitzengesetz“ seit 2025 vor, dass bei negativen Strombörsenpreisen keine Vergütung mehr gezahlt wird. Das erhöht das Risiko für Betreiber, die ausschließlich auf das EEG setzen. Technische Lösungen (Abregelung, Speicher) und kluge Stromvermarktung (PPA) gewinnen durch diese gesetzliche Neuerung an Bedeutung.
Wir bei Qsol net bieten Investoren für Freiflächenanlagen daher ein doppeltes Sicherheitskonzept, durch die Kombination der primären Vermarktung über PPAs mit festen Preisen und der zusätzlichen Absicherung über die EEG-Vergütung für den Fall, dass der Marktpreis unter dem Niveau der EEG-Vergütung liegt. So kombinieren wir Flexibilität mit Sicherheit.
Unter welchen Umständen kann ein Netzbetreiber den produzierten Strom abregeln und welche Konsequenzen hat dies für den Investor?
Ronny Müller: Netzbetreiber sind gesetzlich verpflichtet, die Stabilität des Stromnetzes sicherzustellen. Wenn zu viel Strom aus dezentralen Anlagen (z. B. PV oder Wind) eingespeist wird und das Netz diesen nicht mehr aufnehmen oder weiterleiten kann, darf der Netzbetreiber eingreifen. Dies geschieht vor allem bei Netzengpässen, wenn der Stromtransport (besonders von Nord nach Süd) begrenzt ist. Wird eine PV-Anlage abgeregelt, kann sie vorübergehend keinen Strom einspeisen. Dadurch entstehen direkte Einnahmeverluste, da in dieser Zeit keine Einspeisevergütung oder Marktprämie gezahlt wird. Das ist besonders relevant für große Anlagen, die in der Direktvermarktung sind und auf konstante Einspeisung angewiesen sind.
Allerdings gibt es auch eine Entschädigung: Für EEG-geförderte Anlagen sieht das Gesetz eine Entschädigung gemäß § 15 EEG 2023 vor. Betreiber erhalten in der Regel 95 % der entgangenen Einnahmen (Einspeisevergütung oder Marktprämie) ersetzt. Die Abrechnung erfolgt über den Netzbetreiber.
Wichtig: Die Entschädigung greift nur, wenn die Anlage im EEG-Fördersystem ist. Für Anlagen mit reiner Direktvermarktung ohne EEG-Vergütung (z. B. bei PPA-Verträgen) besteht kein Anspruch auf Entschädigung – hier trägt der Betreiber das volle Risiko.
Dies ist auch ein Grund, warum wir bei Qsol net für unsere Freiflächenanlagen an der EEG-Ausschreibung teilnehmen und bei unseren Solarparks auch Speicherlösungen mitdenken – um den Investoren auch in Zeiten von überlasteten Netzen eine Vergütung für ihren Strom zusichern zu können.
Wie reagiert Qsol net als Energieversorgungsunternehmen auf Marktschwankungen oder politische Änderungen?
Matthias Pfeiffer: Energie- und Strommärkte sind ständig in Bewegung – sei es durch politische Eingriffe, technologische Entwicklungen oder geopolitische Faktoren. Wir beobachten diese Entwicklungen genau und passen unsere Vermarktungsstrategie laufend an. Die neue Bundesregierung sieht z. B. vor, dass die Förderung von erneuerbaren Energien, insbesondere in Verbindung mit Speichern, systemdienlich ausgestaltet werden soll. Für Betreiber von Bestandsanlagen soll es Anreize für eine netzdienliche Einspeisung geben und außerdem die Doppelnutzung von Flächen durch innovative PV-Konzepte wie Parkplatz-PV, Agri- und Floating-PV erleichtert werden. Auch die Klimaziele für 2045 wurden bekräftigt, Planungs- und Genehmingungsprozesse sollen beschleunigt werden. Die Zeichen sind also erst einmal positiv und bestätigen die Zukunftsfähigkeit und das Wachstumspotenzial von Solarenergie.
Als EVU versuchen wir, frühzeitig auf Marktschwankungen zu reagieren, um Verluste gering zu halten bzw. um von möglichen daraus resultierenden Chancen zu profitieren. Ein wesentliches Instrument in diesem Zusammenhang ist die Vermarktung des erzeugten PV-Stroms über ein Pay-as-produced PPA. Dieses Vertragsmodell ist unabhängig von politischen Rahmenbedingungen oder kurzfristigen Marktschwankungen. Bei einem PPA wird mit einem Partner direkt ein Stromabnahmevertrag mit einer fixen Laufzeit und einem fixen Preis geschlossen. Über die Laufzeit wird sowohl bei Marktschwankungen als auch bei Stunden mit negativen Preisen der vereinbarte Preis für jede erzeugte Kilowattstunde garantiert durch den Vertragspartner bezahlt.
Die Laufzeit eines PPA hängt auch von der aktuellen Marktlage ab. Qsol net verfolgt das Ziel, den bestmöglichen Strompreis zu erzielen – bedeutet, in Zeiten mit einem schlechten Marktpreis werden eher kürzere PPAs geschlossen, bei vorteilhaften Marktpreisen eher längerfristige PPAs. Es ist davon auszugehen, dass der Strombedarf perspektivisch weiter ansteigen wird – bedingt durch die zunehmende Nutzung von Künstlicher Intelligenz und Datenverarbeitung, aber auch durch eine steigende Stromheizlast und die Elektromobilität. Somit ist eine kontinuierliche Nachfrage nach Strom zu erwarten. Als zusätzliche Absicherung besteht bei Solarparks mit EEG-Zuschlag die Option, auf die EEG-Vergütung zurückzugreifen, sollte der Marktpreis unter dem Niveau der EEG-Vergütung liegen.
Warum kann gerade jetzt eine Investition in einen Solarpark mit professioneller Vermarktung sinnvoll sein?
Ronny Müller: Da gibt es mehrere Faktoren, u. a. die steigende Stromnachfrage, denn KI, Rechenzentren, Elektromobilität und Wärmepumpen erhöhen den Strombedarf massiv. Außerdem geht die fossile Erzeugung zurück, Kohle- und Atomkraftwerke werden zunehmend abgeschaltet bzw. sind es schon – die Nachfrage nach planbarem Naturstrom steigt. Gleichzeitig sinkt die EEG-Vergütung und wer jetzt investiert, sichert sich höhere Vergütungssätze und ist dem nächsten Degressionsschritt voraus. Die professionelle Vermarktung entscheidet letztlich über die Rendite: Wer auf ein EVU wie Qsol net setzt, profitiert von stabilen Preisen, hoher Nachfrage durch unsere Kundenzugänge und flexibler Vertragsgestaltung.
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