Direktvermarktung von PV-Strom: Lohnt sich das für Ihre Solaranlage?

Wer eine Photovoltaikanlage betreibt, kennt das klassische Modell: Der Überschussstrom fließt ins Netz, der Netzbetreiber zahlt eine feste Einspeisevergütung nach EEG. Einfach, planbar, unkompliziert. Doch seit Jahren gewinnt ein alternatives Modell an Bedeutung -- die Direktvermarktung von PV-Strom. Dabei wird der Solarstrom nicht zum festen Vergütungssatz abgenommen, sondern an der Strombörse verkauft. Für größere Anlagen ist das bereits Pflicht. Und ab 2027 könnte die Direktvermarktung auch für kleine Dachanlagen zum Standard werden.

Dieser Ratgeber erklärt, wie die Direktvermarktung funktioniert, für welche Anlagen sie sich lohnt, welche Kosten anfallen und welche Anbieter 2026 zur Verfügung stehen. Außerdem ordnen wir ein, ob sich Direktvermarktung für typische Eigenheim-PV-Anlagen wirklich rechnet -- oder ob Alternativen attraktiver sind.

Was ist Direktvermarktung von PV-Strom?

Bei der Direktvermarktung wird der erzeugte Solarstrom nicht zum festen EEG-Vergütungssatz an den Netzbetreiber verkauft, sondern über einen Direktvermarkter an der Strombörse (EPEX SPOT) gehandelt. Der Anlagenbetreiber schließt dafür einen Vertrag mit einem spezialisierten Vermarktungsunternehmen ab, das den Strom bündelt, Prognosen erstellt und den Verkauf an der Börse übernimmt.

Wie funktioniert der Ablauf?

1. Ihre PV-Anlage erzeugt Strom und speist den Überschuss ins Netz ein -- genau wie bei der klassischen Einspeisevergütung.
2. Der Direktvermarkter prognostiziert Ihre Erzeugung und verkauft den Strom an der Börse (in der Regel am Day-Ahead-Markt der EPEX SPOT).
3. Sie erhalten den Börsenerlös plus eine Marktprämie vom Netzbetreiber, die die Differenz zwischen dem EEG-Vergütungssatz und dem durchschnittlichen Börsenpreis ausgleicht.
4. Der Direktvermarkter zieht seine Gebühren ab und überweist Ihnen den Rest.

Der entscheidende Unterschied zur festen Einspeisevergütung: Ihr Erlös schwankt mit dem Börsenstrompreis. Durch das Marktprämienmodell (dazu gleich mehr) ist aber garantiert, dass Sie mindestens den EEG-Vergütungssatz erhalten. Bei hohen Börsenpreisen können Sie sogar mehr verdienen als mit der festen Vergütung.

Was brauchen Sie technisch?

Für die Direktvermarktung benötigt Ihre Anlage:

• Registrierende Leistungsmessung (RLM-Zähler) oder ein intelligentes Messsystem (Smart Meter Gateway): Damit wird die tatsächliche Einspeiseleistung in 15-Minuten-Intervallen erfasst.
• Fernsteuerbarkeit: Der Direktvermarkter muss die Anlage bei Bedarf aus der Ferne regeln können -- etwa bei negativen Börsenpreisen.
• Vertrag mit einem Direktvermarkter: Dieser übernimmt die Vermarktung und Abwicklung.

Für Anlagen ab 25 kWp ist ein Smart Meter Gateway seit 2023 bei Neuanlagen ohnehin Pflicht. Für kleinere Anlagen ab 7 kWp müssen seit Juni 2026 ebenfalls intelligente Messsysteme verbaut werden.

Das Marktprämienmodell nach EEG § 20

Das Marktprämienmodell ist das zentrale Förderinstrument für die Direktvermarktung und in § 20 EEG geregelt. Es stellt sicher, dass Anlagenbetreiber trotz schwankender Börsenpreise mindestens den EEG-Vergütungssatz erhalten.

Die Berechnung

Die Marktprämie berechnet sich nach einer einfachen Formel:

Marktprämie = Anzulegender Wert -- Monatsmarktwert Solar

Dabei gilt:

• Anzulegender Wert: Das ist der EEG-Vergütungssatz, den Sie bei fester Einspeisevergütung erhalten würden -- also z. B. 7,79 ct/kWh für Teileinspeisung bis 10 kWp (Stand: Februar 2026).
• Monatsmarktwert Solar: Der durchschnittliche Börsenpreis für Solarstrom im jeweiligen Monat. Dieser wird von der Bundesnetzagentur auf Basis der EPEX-SPOT-Preise berechnet, gewichtet mit dem solaren Erzeugungsprofil.

Rechenbeispiel

Angenommen, der Monatsmarktwert Solar liegt bei 5 ct/kWh:

Position	Betrag
Anzulegender Wert (EEG-Satz)	7,79 ct/kWh
Monatsmarktwert Solar	5,00 ct/kWh
Marktprämie	2,79 ct/kWh
Börsenerlös (vom Vermarkter)	5,00 ct/kWh
Gesamterlös	7,79 ct/kWh

In diesem Fall erhalten Sie exakt den EEG-Vergütungssatz. Der Börsenerlös kommt vom Direktvermarkter, die Marktprämie vom Netzbetreiber.

Wann entsteht ein Mehrerlös?

Wenn Ihr Direktvermarkter den Strom zu einem höheren Preis als dem Monatsmarktwert Solar verkauft -- etwa weil er gezielt in Hochpreisphasen vermarktet -- entsteht ein Mehrerlös. Dieser kann je nach Vermarktungsstrategie und Marktlage zwischen 0,1 und 0,5 ct/kWh betragen. In außergewöhnlichen Marktphasen, wie sie 2022 auftraten, kann der Mehrerlös auch deutlich höher ausfallen.

Zusätzlich erhalten Sie bei manchen Anbietern eine sogenannte Managementprämie -- ein kleiner Aufschlag, den der Vermarkter als Anreiz für die Teilnahme an der Direktvermarktung weitergibt. Die Managementprämie wurde 2023 aus dem EEG gestrichen, wird aber von einigen Vermarktern freiwillig aus ihren Margen finanziert.

Schutz nach unten: Negativpreise

Wichtig zu wissen: Bei negativen Börsenpreisen entfällt seit dem Solarspitzengesetz die Vergütung. 2026 greift diese Regel ab zwei aufeinanderfolgenden Stunden mit negativen Preisen, ab 2027 bereits ab einer Stunde. Die entgangene Vergütung wird nach Ende des 20-jährigen Förderzeitraums nachgeholt. Mehr dazu in unserem Ratgeber zur Einspeisevergütung 2026/2027.

Pflicht oder freiwillig? Wer muss Direktvermarktung nutzen?

Die Direktvermarktungspflicht hängt von der Anlagengröße und dem Inbetriebnahmezeitpunkt ab. Die Regelungen haben sich in den letzten Jahren schrittweise verschärft:

Aktuelle Pflichtgrenzen (Stand: März 2026)

Anlagengröße	Direktvermarktung	Fernsteuerbarkeit
> 100 kWp	Pflicht seit EEG 2017	Pflicht
> 25 kWp (Neuanlagen seit 2023)	Freiwillig, aber empfohlen	Pflicht zur Fernsteuerbarkeit
≤ 25 kWp	Freiwillig	Ab 7 kWp: Smart Meter seit Juni 2026
Typische EFH-Anlage (5--15 kWp)	Freiwillig	Ab 7 kWp: Smart Meter seit Juni 2026

Was ändert sich ab 2027?

Der Arbeitsentwurf des Bundeswirtschaftsministeriums zur EEG-Novelle 2027 sieht vor, dass die feste Einspeisevergütung für Neuanlagen unter 25 kWp abgeschafft wird. Stattdessen soll die Direktvermarktung schrittweise für alle Neuanlagen verpflichtend werden:

• Ab 2027: Pflicht zur Direktvermarktung ab 25 kWp. Für kleinere Anlagen ist eine Marktwertdurchleitung über den Netzbetreiber vorgesehen (Erlös = Marktwert minus Vermarktungskosten des Netzbetreibers).
• Ab 2028: Marktwertdurchleitung nur noch für Anlagen unter 10 kWp.

Wichtig: Dieser Gesetzentwurf befindet sich noch im parlamentarischen Verfahren (Stand: März 2026). Die endgültige Fassung kann abweichen. Wer 2026 noch eine Anlage in Betrieb nimmt, sichert sich die feste Einspeisevergütung für 20 Jahre -- unabhängig von den künftigen Regelungen.

Kosten der Direktvermarktung

Direktvermarkter arbeiten nicht kostenlos. Ihre Vergütungsmodelle lassen sich in zwei Kategorien einteilen:

Typische Kostenmodelle

Kostenart	Typische Höhe	Erklärung
Fixgebühr (monatlich)	3--10 EUR/Monat	Feste Grundgebühr unabhängig von der Erzeugung
Variable Gebühr	0,2--0,4 ct/kWh	Abzug pro eingespeister Kilowattstunde
Alternativ: Erlösbeteiligung	5--15 % des Mehrerlöses	Vermarkter behält Anteil am Mehrerlös über dem EEG-Satz

Manche Anbieter kombinieren Fix- und variable Gebühren, andere arbeiten ausschließlich mit einer Erlösbeteiligung. Die günstigsten Modelle für größere Anlagen (ab 100 kWp) liegen bei 0,15--0,25 ct/kWh rein variabel.

Zusätzliche Kosten: Messtechnik

Falls Ihre Anlage noch keinen RLM-Zähler oder ein Smart Meter Gateway hat, kommen einmalige und laufende Kosten hinzu:

Position	Kosten
Smart Meter Gateway (einmalig)	100--300 EUR
Steuerbox (einmalig)	200--500 EUR
Laufende Messstellengebühr	20--100 EUR/Jahr

Die Kostenrechnung für kleine Anlagen

Hier liegt das Problem für Eigenheimbesitzer. Rechnen wir ein Beispiel für eine typische 10-kWp-Anlage:

Position	Betrag pro Jahr
Eingespeister Strom (6.000 kWh × 0,3 ct/kWh variable Gebühr)	-18,00 EUR
Fixgebühr (6 EUR/Monat × 12)	-72,00 EUR
Möglicher Mehrerlös (6.000 kWh × 0,2 ct/kWh)	+12,00 EUR
Nettovorteil der Direktvermarktung	-78,00 EUR

In diesem Beispiel kostet die Direktvermarktung die 10-kWp-Anlage rund 78 EUR pro Jahr mehr, als sie an Mehrerlös bringt. Der Grund: Die Fixkosten fressen den geringen Mehrerlös kleiner Anlagen komplett auf. Die feste Einspeisevergütung ist hier klar die bessere Wahl.

Wann lohnt sich Direktvermarktung für Privatanlagen?

Die Wirtschaftlichkeit der Direktvermarktung hängt von drei Faktoren ab: Anlagengröße (bestimmt die absolute Einspeisung), Einspeiseanteil (wie viel Strom fließt ins Netz?) und Börsenpreisniveau (wie hoch ist der Mehrerlös?).

Faustregel zur Wirtschaftlichkeit

Anlagengröße	Einspeisung/Jahr	Direktvermarktung sinnvoll?	Begründung
5--10 kWp	3.000--6.000 kWh	Nein	Fixkosten übersteigen Mehrerlös deutlich
10--15 kWp	6.000--10.000 kWh	Eher nein	Knapp, nur bei niedrigen Vermarktergebühren und hohen Börsenpreisen
15--25 kWp	10.000--20.000 kWh	Möglich	Ab ca. 15.000 kWh Einspeisung kann sich ein Nettovorteil ergeben
25--50 kWp	20.000--40.000 kWh	Ja, oft sinnvoll	Skaleneffekte machen sich bemerkbar
> 100 kWp	> 80.000 kWh	Pflicht und wirtschaftlich	Klarer Mehrerlös gegenüber fester Vergütung

Bedingungen, unter denen sich Direktvermarktung für kleinere Anlagen lohnt

Auch unterhalb von 25 kWp kann sich Direktvermarktung lohnen, wenn mehrere der folgenden Bedingungen zutreffen:

• Hoher Einspeiseanteil: Wenn Sie kaum Eigenverbrauch haben (z. B. bei Volleinspeisung oder einer Zweitanlage), fließt ein Großteil der Erzeugung ins Netz. Dann profitieren Sie stärker von Mehrerlösen.
• Hohe Börsenpreise: In Phasen mit hohen Strompreisen -- etwa bei geringem Windaufkommen oder hoher Nachfrage -- steigt der Mehrerlös der Direktvermarktung. 2022 lagen die Monatsmarktwerte Solar teils über 20 ct/kWh; 2025 und 2026 pendeln sie eher bei 4--7 ct/kWh.
• Günstiger Vermarkter: Anbieter mit rein variabler Vergütung (ohne Fixgebühr) senken die Einstiegshürde für kleine Anlagen.
• Anlage ist bereits mit Smart Meter ausgestattet: Dann entfallen die Investitionskosten für die Messtechnik.

Ehrliche Einschätzung für typische Eigenheim-PV-Anlagen

Für die meisten Eigenheimbesitzer mit einer 5- bis 15-kWp-Anlage ist die Direktvermarktung 2026 nicht sinnvoll. Die feste Einspeisevergütung bietet Planungssicherheit ohne Verwaltungsaufwand, und der mögliche Mehrerlös von wenigen Euro pro Jahr rechtfertigt weder die Kosten noch die Komplexität.

Das ändert sich, wenn die feste Einspeisevergütung 2027 tatsächlich abgeschafft wird. Dann haben Betreiber kleiner Neuanlagen keine Wahl mehr zwischen Festpreis und Direktvermarktung -- sie müssen sich für ein marktbasiertes Modell entscheiden.

Cloud-Modelle und virtuelle Speicher: Verwandte Konzepte

Neben der klassischen Direktvermarktung haben sich in den letzten Jahren Cloud-Modelle und Community-Tarife etabliert, die ein ähnliches Prinzip verfolgen -- Ihren Solarstrom flexibel zu nutzen, statt ihn nur fest einzuspeisen.

Wie funktionieren Cloud-Modelle?

Bei einem Cloud-Modell speisen Sie Ihren überschüssigen Solarstrom ins Netz ein und erhalten dafür ein Stromguthaben. Dieses Guthaben können Sie später abrufen, wenn Ihre PV-Anlage nicht genug Strom produziert -- etwa abends oder im Winter. Es handelt sich nicht um einen physischen Speicher, sondern um eine buchhalterische Verrechnung.

Anbieter mit Cloud-/Community-Modellen:

• sonnen: Die sonnenFlat bietet ein Community-Modell, bei dem Überschüsse in die sonnenCommunity eingespeist und mit Guthaben verrechnet werden. Voraussetzung ist ein sonnenBatterie-Speicher.
• Lichtblick: Bietet ein SchwarmEnergie-Modell, das dezentrale Speicher vernetzt und am Regelenergiemarkt teilnehmen lässt.
• Tibber: Kein klassisches Cloud-Modell, aber ein dynamischer Tarif, der Erzeugung und Verbrauch intelligent koppelt.

Abgrenzung zur Direktvermarktung

Cloud-Modelle sind keine Direktvermarktung im regulatorischen Sinne. Sie basieren auf Stromlieferverträgen mit dem jeweiligen Anbieter. Der wesentliche Unterschied:

Merkmal	Direktvermarktung	Cloud-Modell
Erlösquelle	Börsenpreis + Marktprämie	Stromguthaben / reduzierter Netzstrombezug
Regulierung	EEG § 20 ff.	Privatrechtlicher Vertrag
Vermarkter nötig	Ja	Nein (Anbieter übernimmt alles)
Marktprämie	Ja	Nein
Geeignet für	Anlagen ab ~15 kWp mit hoher Einspeisung	Anlagen mit Speicher, die Autarkie maximieren wollen

Cloud-Modelle können für Eigenheimbesitzer mit Speicher attraktiv sein, weil sie den Eigenverbrauch buchhalterisch auf nahezu 100 % heben. Achten Sie aber auf die Vertragsbedingungen: Manche Modelle beinhalten hohe Grundgebühren oder setzen den Kauf eines bestimmten Speichers voraus.

Anbieter für Direktvermarktung 2026

Der Markt für Direktvermarktung ist in den letzten Jahren gewachsen. Neben etablierten Playern gibt es zunehmend Anbieter, die auch kleinere Anlagen bedienen. Hier eine Auswahl relevanter Vermarkter (Stand: März 2026):

Übersicht etablierter Anbieter

Anbieter	Mindestgröße	Gebührenmodell	Besonderheit
Next Kraftwerke (Shells)	Ab 25 kWp	Variabel + ggf. Fix	Größter virtueller Kraftwerksbetreiber Europas, breite Erfahrung
Lumenaza	Ab 10 kWp	Variabel	White-Label-Plattform, auch für Stadtwerke
Statkraft	Ab 50 kWp	Individuell	Norwegischer Energiekonzern, stark bei Großanlagen
Tibber	Ab 0 kWp (als Stromtarif)	Dynamischer Tarif	Kein klassischer Direktvermarkter, aber dynamische Einspeisung möglich
sonnen	Ab 0 kWp (mit sonnenBatterie)	Community-Modell	Erfordert sonnen-Speicher
EnBW / E.ON	Ab 100 kWp	Individuell	Große Energieversorger mit Direktvermarktungssparte
Enyway / naturstrom	Ab 25 kWp	Variabel	Ökostrom-orientiert, regionale Vermarktung

Worauf Sie bei der Anbieterwahl achten sollten

• Vertragslaufzeit: Üblich sind 12--36 Monate. Kürzere Laufzeiten geben Ihnen mehr Flexibilität.
• Kündigungsfrist: Typisch 3--6 Monate zum Vertragsende.
• Transparenz: Gute Anbieter bieten ein Online-Portal mit Echtzeitdaten zu Erzeugung, Erlösen und Börsenpreisen.
• Mindestgröße: Manche Anbieter akzeptieren erst ab 25 kWp oder 100 kWp. Für kleine Anlagen ist die Auswahl eingeschränkt.
• Gebührenstruktur: Vergleichen Sie nicht nur die variable Gebühr, sondern auch Fixkosten und mögliche Zusatzgebühren (z. B. für Prognoseabweichungen).

Alternative für kleine Anlagen: Dynamische Stromtarife + maximaler Eigenverbrauch

Für typische Eigenheim-PV-Anlagen (5--15 kWp) ist die Direktvermarktung des eingespeisten Stroms meist nicht wirtschaftlich. Eine attraktivere Strategie besteht aus zwei Bausteinen: Eigenverbrauch maximieren und dynamischen Stromtarif nutzen.

Warum Eigenverbrauch wichtiger ist als Einspeiseerlöse

Bei einem aktuellen Netzstrompreis von rund 37 ct/kWh (Stand: März 2026) spart jede selbst verbrauchte Kilowattstunde fast fünfmal so viel wie eine eingespeiste Kilowattstunde einbringt (7,79 ct/kWh). Der wirtschaftliche Hebel liegt also klar auf der Verbrauchsseite, nicht auf der Einspeiseseite.

Strategie	Effektiver Wert pro kWh	Aufwand
Feste Einspeisevergütung	7,79 ct	Kein Aufwand
Direktvermarktung	7,79--8,30 ct (nach Abzug Kosten eher weniger)	Vertrag, Messtechnik, Verwaltung
Eigenverbrauch	37 ct (eingesparter Netzstrom)	Speicher, Energiemanagement

Dynamische Stromtarife: Profitieren, wenn die Börse niedrig ist

Mit einem dynamischen Stromtarif (z. B. von Tibber, aWATTar oder Ostrom) zahlen Sie für Ihren Netzstrombezug den stündlichen Börsenstrompreis plus Netzentgelte und Umlagen. Der Vorteil: Sie können Ihren Verbrauch in Stunden mit niedrigen Preisen verschieben und so Ihre Stromkosten senken.

In Kombination mit einer PV-Anlage ergibt sich ein intelligentes System:

• Tagsüber bei Sonnenschein: Eigener Solarstrom deckt den Bedarf, Überschüsse laden den Speicher.
• Abends/nachts bei niedrigen Börsenpreisen: Netzstrom zu günstigen Konditionen (manchmal unter 10 ct/kWh).
• Bei hohen Börsenpreisen: Speicher liefert gespeicherten Solarstrom, teurer Netzstrom wird vermieden.

Diese Strategie erfordert ein Energiemanagementsystem (HEMS) und einen Batteriespeicher, kann aber die Gesamtstromkosten um 20--40 % gegenüber einem klassischen Festpreistarif senken.

Sektorenkopplung als Turbo

Wer zusätzlich eine Wärmepumpe und/oder eine Wallbox betreibt, kann den Eigenverbrauchsanteil auf 60--80 % steigern. Jede Kilowattstunde, die nicht ins Netz fließt, sondern selbst genutzt wird, bringt mehr als die Direktvermarktung jemals liefern könnte. Mehr dazu in unserem Ratgeber zur Kombination Wärmepumpe und Photovoltaik.

Meine Empfehlung

Die Direktvermarktung von PV-Strom ist ein sinnvolles Instrument -- aber nicht für jeden. Die Entscheidung hängt klar von der Anlagengröße ab:

• Anlagen > 100 kWp: Direktvermarktung ist Pflicht und wirtschaftlich vorteilhaft. Vergleichen Sie Anbieter und achten Sie auf transparente Gebührenmodelle.
• Anlagen 25--100 kWp: Prüfen Sie die Wirtschaftlichkeit individuell. Bei hohem Einspeiseanteil und günstigen Vermarktungskonditionen lohnt sich der Wechsel.
• Anlagen 15--25 kWp: Nur in Ausnahmefällen sinnvoll -- wenn der Einspeiseanteil hoch ist und ein Vermarkter ohne Fixkosten anbietet.
• Typische Eigenheim-Anlagen (5--15 kWp): Die feste Einspeisevergütung bleibt 2026 die bessere Wahl. Investieren Sie Ihre Energie lieber in Eigenverbrauchsoptimierung -- Speicher, Wärmepumpe, Energiemanagement.

Unabhängig von der Anlagengröße gilt: Wer 2026 noch eine PV-Anlage in Betrieb nimmt, sichert sich die feste Einspeisevergütung für 20 Jahre. Falls die EEG-Reform 2027 wie geplant kommt, wird die Direktvermarktung für alle Neuanlagen relevant. Bis dahin lohnt es sich, die Entwicklung zu beobachten und die eigene Anlage auf maximalen Eigenverbrauch auszurichten.

Mit reduco.ai können Sie analysieren, welches Solarpotenzial Ihr Gebäude hat und wie sich verschiedene Vermarktungsmodelle auf Ihre Wirtschaftlichkeit auswirken -- inklusive Eigenverbrauchsoptimierung und Speicherdimensionierung.

Häufige Fragen

Was ist Direktvermarktung von PV-Strom?

Bei der Direktvermarktung wird der von Ihrer PV-Anlage erzeugte Überschussstrom nicht zum festen EEG-Vergütungssatz an den Netzbetreiber verkauft, sondern über einen Direktvermarkter an der Strombörse (EPEX SPOT) gehandelt. Sie erhalten den Börsenerlös plus eine Marktprämie, die sicherstellt, dass Sie mindestens den EEG-Vergütungssatz bekommen. Bei hohen Börsenpreisen ist ein Mehrerlös möglich.

Ab welcher Anlagengröße ist Direktvermarktung Pflicht?

Seit dem EEG 2017 ist die Direktvermarktung für Anlagen über 100 kWp verpflichtend. Neuanlagen über 25 kWp (seit 2023) müssen fernsteuerbar sein, die Direktvermarktung ist aber noch freiwillig. Ab 2027 soll die Direktvermarktungspflicht schrittweise auf 25 kWp gesenkt werden. Für Anlagen unter 25 kWp ist eine Marktwertdurchleitung über den Netzbetreiber geplant.

Lohnt sich Direktvermarktung für eine 10-kWp-Anlage?

In den meisten Fällen nein. Die Fixkosten der Vermarkter (3--10 EUR/Monat) und die variable Gebühr (0,2--0,4 ct/kWh) übersteigen bei einer typischen 10-kWp-Anlage den möglichen Mehrerlös von wenigen Euro pro Jahr. Die feste Einspeisevergütung ist für kleine Anlagen einfacher, planbarer und in der Regel wirtschaftlicher.

Wie hoch ist der Mehrerlös durch Direktvermarktung?

Der Mehrerlös hängt vom Börsenpreisniveau und der Vermarktungsstrategie ab. Im Normalbetrieb 2025/2026 liegt der Mehrerlös bei etwa 0,1--0,5 ct/kWh. Bei einer 30-kWp-Anlage mit 25.000 kWh Einspeisung entspricht das einem jährlichen Mehrerlös von 25--125 EUR vor Abzug der Vermarktergebühren. In Hochpreisphasen wie 2022 waren deutlich höhere Mehrerlöse möglich.

Was kostet ein Direktvermarkter?

Die Kosten setzen sich typischerweise aus einer Fixgebühr (3--10 EUR/Monat) und einer variablen Gebühr (0,2--0,4 ct/kWh) zusammen. Manche Anbieter arbeiten alternativ mit einer Erlösbeteiligung von 5--15 % am Mehrerlös. Zusätzlich können Kosten für die notwendige Messtechnik (Smart Meter Gateway, Steuerbox) anfallen, falls diese noch nicht vorhanden ist.

Was passiert mit der Direktvermarktung bei negativen Strompreisen?

Bei negativen Börsenpreisen entfällt die Marktprämie. Seit 2026 greift diese Regel ab zwei aufeinanderfolgenden Stunden mit negativen Preisen, ab 2027 bereits ab einer Stunde. Die entgangene Vergütung wird nach dem Ende des 20-jährigen Förderzeitraums nachgeholt. Für typische Eigenheim-Anlagen mit hohem Eigenverbrauch sind die Auswirkungen auf die Gesamtrendite überschaubar.

Kann ich von der festen Einspeisevergütung zur Direktvermarktung wechseln?

Ja, ein Wechsel von der festen Einspeisevergütung zur Direktvermarktung ist jederzeit möglich. Sie müssen dafür einen Vertrag mit einem Direktvermarkter abschließen und die technischen Voraussetzungen (Smart Meter oder RLM-Zähler, Fernsteuerbarkeit) erfüllen. Auch ein Rückwechsel zur festen Vergütung ist grundsätzlich möglich, sofern Ihre Anlage die Voraussetzungen dafür (noch) erfüllt.

Was ändert sich bei der Direktvermarktung ab 2027?

Nach dem aktuellen Arbeitsentwurf zur EEG-Novelle soll die feste Einspeisevergütung für Neuanlagen unter 25 kWp zum 1. Januar 2027 abgeschafft werden. Stattdessen wird die Direktvermarktung für alle Neuanlagen verpflichtend. Für kleine Anlagen unter 25 kWp ist eine Marktwertdurchleitung über den Netzbetreiber vorgesehen. Außerdem sollen Contracts for Difference (CfD) die bisherige Marktprämie ersetzen. Der Gesetzentwurf befindet sich noch im parlamentarischen Verfahren.