Finanzierung & Wirtschaftlichkeit

Was das Gesetz sagt: Eine Direktleitung ist „eine Leitung, die einen einzelnen Produktionsstandort mit einem einzelnen Kunden verbindet, oder eine Leitung, die einen Elektrizitätserzeuger und ein Elektrizitätsversorgungsunternehmen zum Zwecke der direkten Versorgung mit ihrer eigenen Betriebsstätte, ihrem Tochterunternehmen oder ihren Kunden verbindet“ (§ 3 Nr. 27 EnWG, seit 23.12.2025; vorher Nr. 12). Ein eigenes Genehmigungsverfahren sieht das deutsche Recht nicht vor.

Was der EuGH entschieden hat (Urteil vom 17.9.2026, verbundene Rechtssachen C-722/24 und C-756/24, ECLI:EU:C:2026:766): Eine Direktleitung im Sinne der EU-Strombinnenmarktrichtlinie umfasst

• den Anschluss eines neuen Kunden an eine bestehende Leitung, über die ihr Eigentümer andere Kunden ohne Verteilernetz versorgt, auch über den Standort der Erzeugung hinaus, und
• die Verbindung zwischen Erzeuger und Kunde, wenn der Kunde gegen einen angemessenen finanziellen Beitrag einen Reserveanschluss an das Verteilernetz behält.

Maßgeblich ist, dass der Strom ohne Zwischenschaltung des Verteilernetzes geliefert wird, unabhängig davon, ob die Beteiligten selbst am Netz hängen (Randnummer 49). Kunden können einzeln oder gemeinsam versorgt werden (Rn. 53). Eine Leitung ist auch ohne außergewöhnliche Umstände eine Direktleitung (Rn. 61 und Tenor); die Regeln der Richtlinie zur Genehmigung von Direktleitungen (Art. 7 Abs. 2, 4 und 5) bleiben unberührt. Der Reserveanschluss darf die Aufgaben des Netzbetreibers nicht beeinträchtigen. Der Kunde kann dafür zu einem finanziellen Beitrag verpflichtet werden, dessen Festlegung dem Verfahren der Regulierungsbehörde folgen muss (Rn. 52). Die Mitgliedstaaten müssen objektive, diskriminierungsfreie Kriterien für die Genehmigung festlegen und haben bei deren Inhalt Spielraum, etwa um die Tragfähigkeit des Verteilernetzes zu sichern (Rn. 56 und 59).

Technik und Messung: Leitung und Netzanschluss dürfen nicht unkontrolliert gekoppelt sein; Schalt- und Schutztechnik muss verhindern, dass Strom ungesteuert aus dem Netz über die Leitung fließt. Netzbetreiber legen technische Mindestanforderungen fest, auch für Direktleitungen (§ 19 Abs. 1 EnWG). Für Abrechnung und Förderung braucht es ein Messkonzept, das Netzbezug, Einspeisung und Direktlieferung viertelstündlich erfasst. Die Technik behandelt die Seite Stromnetze, Speicher & Direktleitung (2.6) (Planung & Umsetzung).

Der Preis für Strom aus der Direktleitung liegt zwischen zwei Grenzen:

• Untergrenze: Was der Park sonst für diesen Strom erhält. Mit Förderung ist das der anzulegende Wert, im Beispiel 6,8 ct/kWh (Zuschlag vom Februar 2026; mit dem Zuschlag vom August 2026 wären es rund 5,9 ct/kWh, der Spielraum wird also größer). Ohne Förderung oder bei hohen Marktwerten ist es der erzielbare Marktpreis.
• Obergrenze: Was der Abnehmer sonst zahlt, abzüglich der Kosten, die ihm trotz Leitung bleiben: Leitung, Leistungspreis für den Reserveanschluss, Reststrom. Im Beispiel liegt die Obergrenze bei 11,3 ct/kWh (Großhandelspreise wie 2025) oder 15,3 ct/kWh (Terminmarkt 2027).

Zwischen beiden Grenzen liegen im Beispiel 160.000 bis 300.000 € im Jahr, die Park und Abnehmer unter sich aufteilen. Ein fester Preis über zehn bis zwanzig Jahre gibt beiden Planungssicherheit. Üblich sind auch indexierte Preise, Untergrenzen gegen sehr niedrige Börsenpreise und Obergrenzen gegen sehr hohe.

• Wie produziert (pay-as-produced): Der Abnehmer nimmt, was die Anlage erzeugt. Günstigster Preis, aber der Abnehmer trägt das Risiko, dass Erzeugung und Verbrauch nicht zusammenpassen.
• Fester Lieferblock (Baseload): Der Erzeuger liefert eine feste Menge und muss Fehlmengen zukaufen. Dafür ist der Preis höher.
• Nach Fahrplan: Lieferung nach angemeldetem Fahrplan, Abweichungen nach festen Regeln.

Die Zahl der Stunden mit negativen Börsenpreisen steigt (2025: 573 Stunden). In Zeiten mit viel Wind- und Solarstrom sinkt der Börsenpreis. Wer ein Erzeugungsprofil ohne passende Last oder ohne Speicher abnimmt, kauft Reststrom oft gerade dann teuer zu, wenn die Anlage wenig liefert. Speicher und flexible Verbraucher wie Wärmepumpen mit Wärmespeicher verringern dieses Risiko.

Abnehmer (Kommune, Stadtwerk, Betrieb, Rechenzentrum):

• Welcher Anteil des Jahresverbrauchs soll abgesichert werden?
• Passt das Erzeugungsprofil zum Verbrauch? Gibt es Speicher oder flexible Lasten?
• Wer beschafft Reststrom, zu welchem Preis?
• Wie zahlungsfähig ist der Vertragspartner über die gesamte Laufzeit?
• Wie wirken künftige Netzentgelte und ein möglicher Beitrag für den Reserveanschluss?

Erzeuger (Projektierer, Regionalwerk, Bürgerenergiegesellschaft):

• Trägt der Vertrag die Finanzierung? Banken verlangen für Projekte mit PPA meist mehr Eigenkapital als für EEG-Projekte.
• Deckt der Preis Gestehungskosten und Schuldendienst? Gibt es eine Untergrenze gegen negative Preise?
• Passt die Laufzeit zur Finanzierung? Was geschieht nach Vertragsende?

Wie wird der Überschuss vermarktet – mit Marktprämie nach § 21b EEG?

Wo keine Direktleitung möglich ist, kann ein Stadtwerk oder Regionalwerk Anlagen aus der Region in seinen Bilanzkreis aufnehmen und daraus seine Kundinnen und Kunden beliefern. Es übernimmt Prognose, Börsenzugang und Reststrombeschaffung. Netzentgelte und Umlagen fallen dabei an; der Vorteil liegt in Wertschöpfung, Kundenbindung und Akzeptanz, weniger im Preis.