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

Update (Stand: 30.07.2026): Das Bundeskabinett hat die EEG-Novelle 2027 am 29. Juli 2026 beschlossen (BMWE). Es handelt sich um einen Regierungsentwurf, nicht um geltendes Recht – der Bundestag befasst sich ab September 2026 damit, Änderungen sind angekündigt. Alle Angaben zu 2027 in diesem Ratgeber geben diesen Kabinettsstand wieder.

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. Der Kabinettsentwurf zum EEG 2027 senkt diese Rollout-Schwelle im Messstellenbetriebsgesetz weiter ab – von über 7 kW auf über 2 kW (§ 29 Abs. 1, § 30 Abs. 1 Nr. 4 MsbG-E). Die Bundesregierung kalkuliert dafür mit rund 50 EUR pro Jahr für das intelligente Messsystem plus 50 EUR pro Jahr für die Steuerbox.

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. 7,70 ct/kWh für Teileinspeisung bis 10 kWp bei Inbetriebnahme seit dem 1. August 2026 (davor, vom 1. Februar bis 31. Juli 2026: 7,78 ct/kWh).
• 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:

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 für Neuanlagen seit dem Solarspitzengesetz (25.2.2025) die Vergütung bereits ab der ersten negativen Viertelstunde; ältere Anlagen sind je nach Inbetriebnahmejahr erst ab vier oder sechs zusammenhängenden Stunden betroffen. Der Kabinettsentwurf zum EEG 2027 schreibt diese Nullstellung ohne Stundenschwelle fest und nimmt davon nur Anlagen unter 100 kW aus – und auch die nur so lange, bis sie ein intelligentes Messsystem erhalten (§ 51). 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: Juli 2026, geltendes Recht)

Was soll sich ab 2027 ändern?

Die vom Kabinett am 29. Juli 2026 beschlossene EEG-Novelle schafft die feste Einspeisevergütung für Neuanlagen ab dem 1.1.2027 ab (§ 21 des Entwurfs); auch die bisherige Ausfallvergütung entfällt. Die Direktvermarktung wird damit im Grundsatz zum Regelfall für alle Neuanlagen. Wichtig zur Einordnung: Der Entwurf enthält keine neue kW-Pflichtschwelle für die Direktvermarktung. Die viel zitierte 100-kW-Grenze betrifft ausschließlich die unentgeltliche Abnahme, die künftig nur noch Anlagen unter 100 kW offensteht (§ 21 Abs. 1 S. 1 Nr. 2).

Statt der festen Vergütung ist eine befristete Übergangszahlung vorgesehen, deren Zugang jahrgangsweise abgeschmolzen wird – alle Details dazu finden Sie im Ratgeber zur PV-Übergangsvergütung 2027:

Quelle: § 21 Abs. 1 S. 1 Nr. 1 lit. a–c des Kabinettsentwurfs; Übersicht der Novelle beim BMWE.

Die weiteren Eckpunkte für die Vermarktungsfrage:

• Einheitlicher anzulegender Wert von 6,2 ct/kWh statt bisher 7 ct; die höheren Gebäudeklassen bis 10 und 40 kW entfallen (§ 48 Abs. 1).
• Übergangszahlung = anzulegender Wert minus 1 ct (§ 53 Abs. 1). Rechnerisch ergibt das aktuell 5,2 ct/kWh, gezahlt für längstens 36 Monate ab Inbetriebnahme (§ 25 Abs. 2). Danach müssen Betreiber in die Direktvermarktung oder die unentgeltliche Abnahme wechseln – oder die Anlage als Nulleinspeiser betreiben.
• Marktprämie nur noch ab 25 kW (§ 20 S. 1 Nr. 1). Neuanlagen unter 25 kW erhalten damit keine EEG-Förderung im engeren Sinn mehr.
• Direktvermarktungsbonus nach § 50c: Als Ausgleich für die Vermarktungskosten sollen Anlagen unter 25 kW in der sonstigen Direktvermarktung 1,5 ct/kWh auf den eingespeisten Strom erhalten – längstens bis zum Ende des 48. Monats nach der erstmaligen Zuordnung zur Direktvermarktung (§ 50c Abs. 1, 4 und 5).
• Degression: Der anzulegende Wert sinkt ab dem 1.8.2027 alle sechs Monate um 1 % (§ 49 S. 1).

Wichtig: Es handelt sich um einen vom Kabinett beschlossenen Regierungsentwurf, nicht um geltendes Recht. Der Bundestag befasst sich ab September 2026 damit; SPD-Fraktion und BSW fordern substanzielle Änderungen, und die Bundesnetzagentur darf die Übergangsphase später verlängern (§ 85 Abs. 2 Nr. 2a). Wer noch 2026 in Betrieb nimmt, bleibt nach § 100 Abs. 1 Nr. 1 lit. a im bisherigen Recht mit der festen Einspeisevergütung über die volle Laufzeit.

Kosten der Direktvermarktung

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

Typische Kostenmodelle

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:

Die Kostenrechnung für kleine Anlagen

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

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.

Eine Untersuchung des Fraunhofer ISE im Auftrag von Agora Energiewende kommt für Dachanlagen zu einer ähnlichen Größenordnung, rechnet aber breiter: Inklusive Messtechnik, Steuerungspflichten und Vermarktungsentgelten entstehen für einen Vier-Personen-Haushalt Mehrkosten von 185 bis 277 EUR pro Jahr (Solarserver zur ISE-Studie). Der geplante Direktvermarktungsbonus von 1,5 ct/kWh (§ 50c) deckt davon einen Teil ab: Bei 6.000 kWh Einspeisung sind das rund 90 EUR pro Jahr – allerdings nur für Anlagen unter 25 kW und nur für längstens 48 Monate.

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

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 nach Ablauf der 36-monatigen Übergangszahlung keine Wahl mehr zwischen Festpreis und Direktvermarktung – sie müssen sich zwischen Direktvermarktung, unentgeltlicher Abnahme (ohne Erlös) und Nulleinspeisung 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:

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

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 (7,70 ct/kWh bei Inbetriebnahme seit dem 1. August 2026). Der wirtschaftliche Hebel liegt also klar auf der Verbrauchsseite, nicht auf der Einspeiseseite.

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, bleibt nach dem Bestandsschutz des Entwurfs (§ 100 Abs. 1) im bisherigen Recht und sichert sich die feste Einspeisevergütung über die volle Laufzeit. Kommt die EEG-Novelle 2027 so durchs Parlament, wie sie das Kabinett beschlossen hat, wird die Direktvermarktung für alle Neuanlagen zum Regelfall. Bis dahin lohnt es sich, das parlamentarische Verfahren 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?

Nach geltendem Recht ist die Direktvermarktung für Anlagen über 100 kWp verpflichtend. Neuanlagen über 25 kWp (seit 2023) müssen fernsteuerbar sein, die Direktvermarktung ist aber noch freiwillig. Der Kabinettsentwurf zum EEG 2027 nennt keine neue kW-Pflichtschwelle: Er schafft die feste Einspeisevergütung ab und macht die Direktvermarktung dadurch zum Regelfall für alle Neuanlagen. Ersatzweise gibt es eine befristete Übergangszahlung, deren Zugang von unter 50 kW (Inbetriebnahme 2027) über unter 25 kW (2028) auf unter 7 kW (2029/2030) absinkt und ab 2031 ganz entfällt.

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. Eine Untersuchung des Fraunhofer ISE für Agora Energiewende beziffert die gesamten Mehrkosten der Direktvermarktung einer Dachanlage für einen Vier-Personen-Haushalt auf 185 bis 277 EUR pro Jahr.

Was passiert mit der Direktvermarktung bei negativen Strompreisen?

Bei negativen Börsenpreisen entfällt die Marktprämie. Für Neuanlagen seit dem Solarspitzengesetz (25.2.2025) greift das bereits ab der ersten negativen Viertelstunde. Der Kabinettsentwurf zum EEG 2027 behält diese Nullstellung ohne Stundenschwelle bei und nimmt nur Anlagen unter 100 kW aus, solange sie noch kein intelligentes Messsystem haben. 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 der am 29. Juli 2026 vom Kabinett beschlossenen EEG-Novelle soll die feste Einspeisevergütung für Neuanlagen zum 1. Januar 2027 abgeschafft werden; die Direktvermarktung wird dadurch zum Regelfall. Übergangsweise gibt es eine befristete Übergangszahlung in Höhe des anzulegenden Werts minus 1 ct – bei einem einheitlichen anzulegenden Wert von 6,2 ct/kWh also rechnerisch 5,2 ct/kWh für längstens 36 Monate. Anlagen unter 25 kW sollen in der Direktvermarktung zusätzlich einen Bonus von 1,5 ct/kWh für längstens 48 Monate erhalten (§ 50c). Neu eingeführt wird außerdem eine Abschöpfung von Mehrerlösen über einen zweiseitigen Differenzvertrag (CfD) – diese betrifft allerdings nur Anlagen ab 100 kW und ersetzt die Marktprämie nicht, sondern ergänzt sie. Das Ganze ist ein Regierungsentwurf, kein geltendes Recht; der Bundestag befasst sich ab September 2026 damit.