Solarstrom an der Strombörse verkaufen, statt die feste Einspeisevergütung zu kassieren – das ist, auf einen Satz gebracht, die Direktvermarktung. Für Betreiber typischer Hausanlagen war sie bislang ein Nischenthema: kleiner Mehrerlös, echte Gebühren, unterm Strich meist ein Minus. Genau das könnte sich ändern, denn nach dem Regierungsentwurf der EEG-Novelle vom Juli 2026 soll die Direktvermarktung ab 2027 schrittweise zum Regelweg für neue Photovoltaikanlagen werden. Dieser Beitrag erklärt, wie Direktvermarktung praktisch abläuft, was sie kostet, warum sie sich für kleine Anlagen heute kaum rechnet – und was gelten würde, falls der Entwurf Gesetz wird.
Stand: August 2026. Der Beitrag unterscheidet durchgehend zwischen geltendem Recht und dem noch nicht beschlossenen Regierungsentwurf der EEG-Novelle 2027 (Kabinettsbeschluss vom 29. Juli 2026).
Solaranlage-Konfigurator:
Jetzt Ihre Solaranlage konfigurieren und unverbindliche Angebote erhalten!
Was Direktvermarktung praktisch bedeutet
Bei der Einspeisevergütung ist der Ablauf denkbar einfach: Der Netzbetreiber nimmt den überschüssigen Solarstrom ab und zahlt dafür 20 Jahre lang einen festen Satz – aktuell 7,70 ct/kWh für neue Anlagen bis 10 kWp mit Eigenverbrauch (Stand: August 2026). Verträge, Prognosen, Abrechnung: alles entfällt. Bei der Direktvermarktung übernimmt stattdessen ein spezialisierter Dienstleister, der Direktvermarkter, den Verkauf an der Strombörse. Er bündelt die Erzeugung vieler Anlagen zu einem großen Portfolio, erstellt Einspeiseprognosen, wickelt Meldungen und Abrechnung ab und reicht den Börsenerlös abzüglich seiner Gebühren an den Betreiber weiter.
Solange die Anlage Anspruch auf EEG-Förderung hat, kommt die sogenannte Marktprämie hinzu: Der Netzbetreiber gleicht damit die Differenz zwischen dem durchschnittlichen Börsenerlös für Solarstrom und dem gesetzlichen Förderwert aus. Gegen niedrige Börsenpreise ist der Betreiber so weitgehend abgesichert – viel Luft nach oben bleibt aber ebenfalls nicht.
Wer muss, wer darf?
Die reguläre Einspeisevergütung gibt es nach geltendem Recht nur für Anlagen bis einschließlich 100 kW installierter Leistung (§ 21 EEG). Wer mit einer größeren Anlage eine EEG-Zahlung erhalten will, muss grundsätzlich direkt vermarkten – bis unter 200 kW bleibt alternativ die unentgeltliche Abgabe an den Netzbetreiber; die im Entwurf des Solarspitzengesetzes diskutierte Absenkung der Schwelle auf 25 kWp wurde Anfang 2025 nicht umgesetzt.
Typische Einfamilienhaus-Anlagen mit 5 bis 15 kWp liegen weit darunter: Sie können freiwillig wechseln und ebenso wieder zurück – jeweils zum Monatsersten, gemeldet werden muss der Wechsel dem Netzbetreiber allerdings schon vor Beginn des Vormonats (§ 21c EEG). Wie sich die gesetzlichen Regeln über die EEG-Fassungen entwickelt haben, zeigt unser Beitrag zum Erneuerbare-Energien-Gesetz; für ausgeförderte Anlagen nach 20 Jahren gilt die „sonstige Direktvermarktung“ – mehr dazu im Ratgeber Post-EEG-Anlagen.
Die Rechnung: kleiner Mehrerlös, echte Gebühren
Wie viel mehr bringt die geförderte Direktvermarktung? Die Antwort steht im Gesetz: Der Förderwert in der Direktvermarktung – der „anzulegende Wert“ – liegt exakt 0,4 ct/kWh über der festen Einspeisevergütung (§ 53 EEG), aktuell also 8,10 statt 7,70 ct/kWh für neue Anlagen bis 10 kWp. Diese 0,4 ct/kWh sind der gesetzliche Vergütungsvorsprung im Standardfall – vor Abzug der Vermarktungskosten; was der Vermarkter tatsächlich erzielt, kann vom Monatsmarktwert abweichen, nennenswerte Zusatzerlöse sind bei kleinen Anlagen ohne Speicher aber die Ausnahme.
Dem stehen die Gebühren des Direktvermarkters gegenüber, und hier widersprechen sich die Quellen deutlich: Einzelne Kleinanlagen-Angebote starten bei wenigen Euro Grundgebühr im Monat plus etwa 0,2 bis 0,5 ct/kWh, klassische Direktvermarkter kalkulieren laut ADAC mit mindestens 50 Euro im Monat. Was das für eine typische Hausanlage bedeutet, zeigt die Beispielrechnung:
Selbst im günstigen Fall zahlt der Betreiber also drauf. Hinzu kommt ein praktisches Problem: Für Direktvermarkter sind kleine Anlagen kaum lukrativ, weil derselbe Verwaltungsaufwand auf winzige Strommengen trifft. Betreiber von Anlagen zwischen 5 und 50 kW fanden deshalb lange kaum einen Anbieter; inzwischen entstehen erste Angebote für Privatanlagen, oft aber mit Untergrenzen von 25 oder 35 kWp.
Was technisch dazugehört
Für die Direktvermarktung muss die tatsächliche Einspeisung viertelstundengenau gemessen und bilanziert werden – praktisch heißt das: ein intelligentes Messsystem (Smart Meter), das die Werte automatisch an Netzbetreiber und Vermarkter übermittelt. Unabhängig davon zählen PV-Anlagen mit mehr als 7 kW ohnehin zu den Pflichtfällen des Smart-Meter-Rollouts; eingebaut wird allerdings nach den gestaffelten Fristen des Messstellenbetriebsgesetzes, nicht automatisch sofort.
Fernsteuerbar muss eine Anlage in der Direktvermarktung erst bei mehr als 25 kW sein – für kleinere Anlagen ist diese Anforderung mit dem Solarpaket I im Mai 2024 entfallen. Um Anmeldung, Messkonzept und den Wechsel aus der Einspeisevergütung kümmert sich in der Praxis der Direktvermarkter.
Marktwert Solar: das eigentliche Risiko
Wie viel Solarstrom an der Börse einbringt, zeigt der Monatsmarktwert Solar – der durchschnittliche Börsenerlös aller deutschen Solaranlagen, den die Übertragungsnetzbetreiber monatlich auf netztransparenz.de veröffentlichen. 2026 schwankte er extrem: 11,02 ct/kWh im Januar, nur noch 1,32 ct/kWh im sonnigen April, zuletzt 5,23 ct/kWh im Juli. Der Grund: Scheint überall die Sonne, drücken Millionen Solaranlagen den Börsenpreis genau dann, wenn sie am meisten produzieren – im April war der Strompreis in 492 Viertelstunden sogar negativ.
Solange die Marktprämie greift, gleichen sich diese Schwankungen für den Betreiber aus. Ernst wird es, sobald keine gleitende Marktprämie mehr dahintersteht: Dann bestimmen die Marktpreise den Erlös unmittelbar. Der tatsächlich erzielte Vermarktungserlös kann vom Monatsmarktwert Solar abweichen; außerdem fallen die Gebühren des Direktvermarkters an. Wer mit der Direktvermarktung liebäugelt, weil die Börse vermeintlich „mehr hergibt“, sollte diese Zahlen kennen: Das eigentliche Risiko ist nicht der Papierkram, sondern der Preis.
Was sich ab 2027 ändern soll – der Entwurf
Am 29. Juli 2026 hat das Bundeskabinett den Entwurf der EEG-Novelle 2027 beschlossen; seit dem 14. August liegt er dem Bundesrat als Drucksache 470/26 vor. Geltendes Recht ist das noch nicht: Die parlamentarische Beratung beginnt im Herbst 2026, zentrale Punkte stehen unter dem Vorbehalt der EU-Beihilfegenehmigung. Nach dem Entwurf endet die feste Einspeisevergütung für Neuanlagen zum 1. Januar 2027. Vorgesehen ist ein Auslaufmodell: zunächst eine auf 36 Monate begrenzte Übergangszahlung (5,2 ct/kWh bei Inbetriebnahme bis Ende Juli 2027) – sie soll 2027 für Neuanlagen unter 50 kW gelten, 2028 unter 25 kW, 2029 und 2030 unter 7 kW. Danach bliebe die Direktvermarktung der einzige Weg, für eingespeisten Strom Geld zu bekommen; als Starthilfe sieht der Entwurf für Anlagen unter 25 kW einen Direktvermarktungsbonus von 1,5 ct/kWh vor, längstens bis zum Ende des 48. Monats nach der erstmaligen Zuordnung.
Der entscheidende Unterschied zu heute: Eine gleitende Marktprämie, die niedrige Börsenpreise ausgleicht, gäbe es für diese Anlagen nicht mehr. Kleine Neuanlagen landeten nach der Übergangsphase in der sonstigen Direktvermarktung – ihr Erlös bestünde aus dem tatsächlich erzielten Vermarktungserlös plus dem befristeten Bonus. Der oben beschriebene Marktwert Solar zeigt, auf welchem durchschnittlichen Preisniveau Solarstrom am Markt gehandelt wird – in diesem Modell wird er zu einem wichtigen Referenzwert. Alle Details haben wir in der Analyse der neuen Übergangsregeln aufbereitet. Wichtig für Planer: Wer seine Anlage noch bis Ende 2026 in Betrieb nimmt, behält die feste Vergütung über die volle Laufzeit.
Ob der Markt für diesen Systemwechsel bereit ist, ist umstritten. Eine Studie des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE) im Auftrag der Elektrizitätswerke Schönau kommt zu dem Ergebnis, dass die Direktvermarktung kleiner Dachanlagen derzeit zu aufwendig und wirtschaftlich häufig unattraktiv ist: Die Prozesse seien für kleine Strommengen noch nicht ausreichend standardisiert und zu teuer, der Smart-Meter-Rollout hinke hinterher – und für den gleichen Ertrag wie unter der EEG-Vergütung wäre eine um rund 15 Prozent höhere Eigenverbrauchsquote nötig. Auch die Energie- und Solarverbände warnen vor einem Einbruch beim Zubau kleiner Dachanlagen.
Die Alternativen – und der wichtigste Hebel
Käme der Entwurf so durchs Parlament, stünden Betreiber neuer Anlagen nach dem Ende der Übergangszahlung vor drei Wegen:
Die wichtigste Antwort auf das Vergütungsende liegt allerdings vor dem Zähler: Eigenverbrauch. Jede selbst genutzte Kilowattstunde ersetzt Netzstrom für üblicherweise 30 bis 40 ct – ein Vielfaches dessen, was die Einspeisung heute oder künftig einbringt. Speicher, Elektroauto und Wärmepumpe verschieben die Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage genau dorthin. Konkrete Ansatzpunkte zeigt unser Ratgeber zur Erhöhung des Eigenverbrauchs.
Fazit: Für wen lohnt sich die Direktvermarktung?
Für typische Hausanlagen bis etwa 25 kWp lohnt sich der freiwillige Wechsel heute meist nicht – jedenfalls ohne gezielte Speicher- und Vermarktungsoptimierung: Der gesetzliche Vergütungsvorsprung von 0,4 ct/kWh deckt nicht einmal günstige Vermarktergebühren, und viele Anbieter nehmen so kleine Anlagen gar nicht erst an. Zwischen etwa 25 und 100 kWp kann sich die Direktvermarktung im Einzelfall rechnen – bei hohen Einspeisemengen, geringem Eigenverbrauch und einem guten Angebot lohnt das Nachrechnen.
Bei mehr als 100 kW ist die Direktvermarktung der reguläre Weg zur EEG-Förderung; die Ausfallvergütung ist nur zeitlich begrenzt möglich. Für Neuanlagen ab 2027 würde sich die Frage – falls die EEG-Novelle so beschlossen wird – nach der Übergangsphase von selbst erledigen: Dann zählen ein möglichst hoher Eigenverbrauch und ein günstiger Vermarkter. Wer diese Unsicherheit nicht möchte, hat noch ein Zeitfenster: Bei Inbetriebnahme bis Ende 2026 gilt die feste Einspeisevergütung für die vollen 20 Jahre – die ausführliche Abwägung dazu finden Sie im Beitrag PV-Anlage 2026 kaufen oder warten.
Dieser Beitrag gibt den Stand von August 2026 wieder. Alle Angaben zur EEG-Novelle 2027 beruhen auf dem Regierungsentwurf (Kabinettsbeschluss vom 29. Juli 2026) und können sich im Gesetzgebungsverfahren noch ändern; wir aktualisieren den Beitrag bei neuen Beschlüssen.
Quellen: Bundesnetzagentur – aktuelle Vergütungssätze und anzulegende Werte · Marktwertübersicht der Übertragungsnetzbetreiber (netztransparenz.de) · § 21 EEG und § 53 EEG · Kabinettsfassung der EEG-Novelle 2027 (BMWE, PDF) · Bundesrats-Drucksache 470/26 (Regierungsentwurf, 14. August 2026) · pv magazine zur Fraunhofer-ISE-Studie (3. Februar 2026) · ADAC-Ratgeber Direktvermarktung (Februar 2026)
Einspeisevergütung 2026: das Wichtigste auf einen Blick Wer seine Photovoltaik-Anlage zwischen dem 30. Juli 2022 und dem 31. Januar 2024… weiterlesen
