Direktvermarktung für private PV-Anlagen: So funktioniert das Modell der Zukunft
Direktvermarktung wird ab 2027 zum Standard für neue PV-Anlagen: Wie der Stromverkauf an der Börse funktioniert, was Dienstleister kosten, wer den 1,5-ct-Bonus bekommt.
Bei der klassischen Einspeisevergütung nimmt der Netzbetreiber deinen Solarstrom ab und zahlt einen festen Satz (aktuell 7,70 ct/kWh bis 10 kWp). Bei der Direktvermarktung verkaufst du deinen Überschussstrom stattdessen an der Strombörse – praktisch nie selbst, sondern über einen Direktvermarkter, der viele kleine Anlagen bündelt.
Bisher war das für Eigenheim-Anlagen ein Nischenthema (Pflicht erst ab 100 kW). Das ändert sich: Die geplante EEG-Novelle 2027 macht die Direktvermarktung schrittweise zum Standardmodell für Neuanlagen. Wer die Grundlagen jetzt versteht, entscheidet besser.
So funktioniert es praktisch
Vertrag mit einem Direktvermarkter (z. B. spezialisierte Dienstleister, zunehmend auch Ökostromanbieter und Wechselrichter-Hersteller).
Technik: Ein intelligentes Messsystem ist Pflicht; der Vermarkter braucht Viertelstundenwerte und meist Fernsteuerbarkeit.
Verkauf: Dein Überschussstrom geht ins Portfolio des Vermarkters, der ihn am Spotmarkt verkauft. Du erhältst den Marktwert Solar (den mengengewichteten Durchschnittserlös aller Solaranlagen) abzüglich der Dienstleister-Gebühr.
Bei geförderten Anlagen kommt die Marktprämie dazu: Sie gleicht die Differenz zwischen Marktwert und deinem „anzulegenden Wert" aus – du stehst also ähnlich da wie mit fester Vergütung, kannst aber von guten Marktphasen profitieren.
Was bringt es – und was kostet es?
Erlösseite: Der Marktwert Solar schwankt stark (in den letzten Jahren grob zwischen 3 und 8 ct/kWh, in Einzelmonaten darüber). Sonnenreiche Monate drücken ihn (viel Solarstrom gleichzeitig = niedrige Preise), Wintermonate liegen höher.
Kostenseite: Dienstleister verlangen für Kleinanlagen typischerweise feste Monatsgebühren (ca. 5–15 €) oder einen Erlösanteil. Genau deshalb lohnte sich Direktvermarktung für 10-kWp-Anlagen bisher selten – die Gebühr fraß den Mehrerlös auf.
Warum sich das ändert:
Das Solarspitzengesetz verpflichtet die Branche zu standardisierten, massentauglichen Prozessen für Anlagen unter 100 kW – die Gebühren sinken bereits.
Die EEG-Novelle plant einen Direktvermarktungsbonus von 1,5 ct/kWh für 48 Monate (Anlagen unter 25 kW), der die Dienstleisterkosten größtenteils kompensieren soll.
Mit Speicher und Energiemanagement kannst du Einspeisung in teure Stunden verschieben – aus der Anlage wird ein kleiner Stromhändler.
Direktvermarktung im EEG-2027-Entwurf: die geplanten Stufen
Nach dem Referentenentwurf (Stand Juli 2026; Kabinettsbefassung Ende Juli, Bundestag ab Herbst) gilt für Neuanlagen ab 2027:
Inbetriebnahme
Übergangszahlung möglich für
Danach
2027
Anlagen unter 50 kW
Direktvermarktung
2028
Anlagen unter 25 kW
Direktvermarktung
2029
Anlagen unter 7 kW
Direktvermarktung
ab 2030
–
Direktvermarktung von Anfang an
Die Übergangszahlung (ca. 5,2 ct/kWh, maximal 36 Monate ab Inbetriebnahme, ab 08/2027 halbjährlich −1 %) ersetzt die bisherige feste Vergütung und gibt Zeit, den Wechsel in die Direktvermarktung vorzubereiten. Balkonkraftwerke sind ausgenommen. Bestandsanlagen (Inbetriebnahme bis 31.12.2026) behalten dauerhaft ihre klassische Einspeisevergütung.
Lohnt sich der freiwillige Umstieg heute schon?
Für die typische Eigenheim-Anlage mit fester Vergütung: meist noch nicht – die 20 Jahre Festpreis-Garantie ist bequem und risikolos, und bei 70 % Einspeisung einer 10-kWp-Anlage geht es um überschaubare Beträge. Interessant wird es für:
Anlagen ohne Vergütungsanspruch (z. B. nach Ablauf der 20 Jahre – Ü20-Anlagen) – hier ist die sonstige Direktvermarktung oft die beste Erlösquelle.
Große Dächer ab ~25–30 kWp mit hoher Einspeisequote.
Speicher-Besitzer mit dynamischem Tarif, die ohnehin stundenscharf optimieren – der Schritt zum marktorientierten Einspeisen ist dann klein.
Muss ich meinen Solarstrom künftig selbst an der Börse verkaufen?
Nein. Auch in der Direktvermarktung übernimmt das ein spezialisierter Dienstleister (Direktvermarkter), der tausende Anlagen bündelt und am Spotmarkt verkauft. Du schließt nur einen Vertrag und brauchst ein intelligentes Messsystem – der Rest läuft automatisch.
Für wen ist Direktvermarktung heute schon Pflicht?
Für Anlagen ab 100 kW installierter Leistung (seit 2014). Kleinere Anlagen können freiwillig wechseln. Nach dem EEG-2027-Entwurf wird Direktvermarktung für Neuanlagen schrittweise zum Standard: ab 2027 nach einer Übergangszahlung von ca. 5,2 ct/kWh (max. 36 Monate), ab 2030 von Anfang an.
Was verdiene ich in der Direktvermarktung?
Den Marktwert Solar – den Durchschnittserlös von Solarstrom an der Börse, zuletzt je nach Monat grob 3–8 ct/kWh – abzüglich der Dienstleistergebühr. Bei geförderten Anlagen gleicht die Marktprämie die Differenz zum anzulegenden Wert aus. Der geplante Direktvermarktungsbonus (1,5 ct/kWh, 4 Jahre, Anlagen unter 25 kW) soll die Kosten des Umstiegs abfedern.
Was passiert mit meiner bestehenden Anlage ab 2027?
Nichts. Der Bestandsschutz im EEG-Novellen-Entwurf ist eindeutig: Anlagen mit Inbetriebnahme bis zum 31.12.2026 behalten ihre feste Einspeisevergütung über die vollen 20 Jahre plus Inbetriebnahmejahr. Die neuen Direktvermarktungs-Regeln gelten nur für Neuanlagen.
Brauche ich für die Direktvermarktung besondere Technik?
Ja: ein intelligentes Messsystem (Smart Meter) für die viertelstundenscharfe Abrechnung und in der Regel Fernsteuerbarkeit der Anlage. Beides wird durch Smart-Meter-Rollout und Solarspitzengesetz ohnehin zum Standard bei Neuanlagen. Ein Speicher ist keine Pflicht, macht die Vermarktung aber deutlich lukrativer.