Direktvermarktung für Kleinanlagen: Was ab 2027 auf PV-Betreiber zukommt

Die feste Einspeisevergütung für neue Photovoltaikanlagen soll verschwinden – und an ihre Stelle tritt die Pflicht, den eingespeisten Strom selbst zu vermarkten. Das steht nicht in einem Positionspapier, sondern im Gesetzentwurf der Bundesregierung, den das Bundeskabinett am 29. Juli 2026 beschlossen hat. In der Begründung zu § 21 Absatz 1 heißt es wörtlich, damit werde „die Direktvermarktung im Grundsatz für alle Neuanlagen verpflichtend“.

Für Betreiber bestehender Anlagen ist das eine Randnotiz. Für jeden, der ab 2027 baut, ist es die zentrale Frage der Wirtschaftlichkeitsrechnung. Dieser Artikel ordnet ein, ab welcher Größe und ab wann die Pflicht greift, was sie technisch und finanziell bedeutet und welche Alternativen der Entwurf offenlässt.

Was Direktvermarktung überhaupt bedeutet

Die Direktvermarktungspflicht beginnt heute erst bei 100 Kilowatt installierter Leistung. Unterhalb dieser Schwelle hat ein Betreiber einer kleinen Dachanlage praktisch keine Entscheidung zu treffen: Er meldet die Anlage an, der Netzbetreiber nimmt den überschüssigen Strom ab und zahlt die gesetzlich festgelegte Einspeisevergütung.

Die Einspeisevergütung ist eine von vier Veräußerungsformen, die § 21b Absatz 1 EEG aufzählt. Die anderen drei sind die Marktprämie, der Mieterstromzuschlag und die sonstige Direktvermarktung.

Direktvermarktung heißt: Der Strom wird nicht dem Netzbetreiber überlassen, sondern über einen Direktvermarkter an der Börse oder an Abnehmer verkauft. Dabei gibt es zwei Varianten:

• Direktvermarktung mit Marktprämie (§ 20 EEG): Der Vermarkter verkauft den Strom, das EEG zahlt die Differenz zwischen Marktwert und anzulegendem Wert aus. Das ist das Standardmodell großer Anlagen.
• Sonstige Direktvermarktung (§ 21a EEG): Der Strom wird ohne jede EEG-Zahlung vermarktet. Der Erlös ist der reine Marktwert abzüglich der Kosten des Vermarkters.

Wie viele Anlagen der Wechsel trifft, beziffert der Entwurf selbst. In der Darstellung des Erfüllungsaufwands steht, es werde unterstellt, dass durch die Abschaffung der geförderten Einspeisevergütung jährlich rund 135.000 Anlagen zusätzlich direkt vermarktet werden – Steckersolargeräte ausgenommen. Der Entwurf schränkt im selben Satz ein, die Entwicklung sei „aufgrund des Systemwechsels schwer zu prognostizieren“. Genau hier liegt der entscheidende Punkt, der in der Debatte oft untergeht.

Quelle: Bundesrats-Drucksache 470/26 vom 14. August 2026, Seite 112 (Erfüllungsaufwand für die Wirtschaft, Nummer 3 zu § 21b EEG 2027), Abruf 5. September 2026.

Der Kern: Marktprämie erst ab 25 Kilowatt

§ 20 Absatz 1 EEG 2027 beschränkt den Anspruch auf die Marktprämie auf „Anlagen mit einer installierten Leistung ab 25 Kilowatt“. Für die typische Einfamilienhaus-Anlage mit 8 bis 15 Kilowatt bedeutet das: Die geförderte Direktvermarktung steht ihr nicht offen. Die Begründung des Entwurfs formuliert die Konsequenz unmissverständlich – Neuanlagen unter 25 Kilowatt „erhalten für in das Stromnetz eingespeiste Strommengen künftig grundsätzlich keine Förderung mehr nach dem EEG“.

Übrig bleiben für dieses Segment drei Wege: die neue befristete Übergangszahlung, solange sie zugänglich ist; die sonstige Direktvermarktung, ergänzt um einen befristeten Bonus; oder die unentgeltliche Abnahme, bei der der Netzbetreiber den Strom nimmt und nichts dafür zahlt. Eine Ausnahme macht der Entwurf nur für ertüchtigte Wasserkraftanlagen, denen die Marktprämie „unabhängig von der installierten Leistung“ offensteht – für Photovoltaik gibt es sie nicht.

Bei der 25-Kilowatt-Grenze zählt jede Anlage für sich. § 24 Absatz 2a EEG 2027 nimmt Solaranlagen ausdrücklich von der Anlagenzusammenfassung des § 24 Absatz 1 aus, soweit es um diese Fördergrenze geht: Zwei Dachanlagen à 14 Kilowatt auf demselben Grundstück werden hier nicht zu 28 Kilowatt addiert. Für die übrigen Zwecke des EEG – etwa die Einordnung in Leistungsklassen – bleibt die Zusammenfassung bestehen. Wer über eine Erweiterung nachdenkt, sollte diesen Unterschied kennen, bevor er die zweite Anlage plant.

Der Fahrplan: Wer wann noch Übergangszahlung bekommt

Die Direktvermarktungspflicht kommt nicht an einem Tag, sondern über eine absteigende Leistungsschwelle. § 21 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 EEG 2027 regelt, welche Neuanlagen die befristete Übergangszahlung noch nutzen dürfen:

Die Dauer steht in § 25 Absatz 2 EEG 2027: Die Zahlung ist „bis zum Ende des 36. auf die Inbetriebnahme der Anlage folgenden Kalendermonats“ zu leisten. Danach endet sie – nicht erst nach 20 Jahren wie die heutige Einspeisevergütung. Die Begründung nennt das eine „eng befristete Übergangsphase“, nach deren Ablauf „im Grundsatz für alle Neuanlagen eine verpflichtende Direktvermarktung für in das Netz eingespeisten Strom“ besteht.

Zur Höhe: Für Dachanlagen gilt künftig einheitlich der Wert des § 48 Absatz 1 EEG 2027, von dem § 53 Absatz 1 noch „1 Cent pro Kilowattstunde“ abzieht. Es bleiben 5,2 Cent pro eingespeiste Kilowattstunde für maximal 36 Monate. Wie diese Zahl zustande kommt und was sie gegen die heute geltenden Sätze wert ist, steht weiter unten.

Der Bonus nach § 50c: 1,5 Cent für höchstens vier Jahre

Damit die sonstige Direktvermarktung für kleine Anlagen überhaupt attraktiv wird, führt der Entwurf einen neuen Unterabschnitt „Zahlungen für den Hochlauf der Direktvermarktung“ ein. § 50c EEG 2027 gibt Betreibern von Anlagen „mit einer installierten Leistung von weniger als 25 Kilowatt“ einen Anspruch auf einen Bonus. Die Konstruktion im Detail:

Die Bundesregierung schätzt im Erfüllungsaufwand des Entwurfs, dass „ca. 115.000 Fälle“ den Bonus in Anspruch nehmen werden. Das ist die Größenordnung, in der der Gesetzgeber selbst mit direktvermarktenden Kleinanlagen rechnet.

Woher die 5,2 Cent kommen – und was sie gegen heute wert sind

Die Zahl 5,2 Cent steht nirgends im Gesetzentwurf. Sie ergibt sich aus zwei Vorschriften, die 200 Seiten auseinanderliegen. § 48 Absatz 1 EEG 2027 setzt den anzulegenden Wert für alle nicht ausschreibungspflichtigen Solaranlagen einheitlich auf 6,2 Cent pro Kilowattstunde – der Entwurf ersetzt dort die bisherige Angabe „7 Cent“. § 53 Absatz 1 EEG 2027 bestimmt für die befristete Übergangszahlung, dass „von den anzulegenden Werten 1 Cent pro Kilowattstunde abzuziehen“ ist. 6,2 minus 1 ergibt 5,2 Cent.

Der entscheidende Satz steht in der Begründung zu § 48: Die höheren gesetzlichen Werte für Dachanlagen nach § 48 Absätze 2, 2a und 3 EEG 2023 „werden demnach abgeschafft“. Damit fällt nicht nur die Staffelung nach Anlagengröße weg, sondern auch der Volleinspeisungszuschlag. Was das konkret bedeutet, zeigt der Vergleich mit den Fördersätzen, die die Bundesnetzagentur für Inbetriebnahmen zwischen dem 1. August 2026 und dem 31. Januar 2027 veröffentlicht hat:

Heutige Werte: Bundesnetzagentur, EEG-Fördersätze (Gebäude oder Lärmschutzwände, § 48 Abs. 2, 2a EEG 2023), Abruf 5. September 2026. Künftige Werte: Bundesrats-Drucksache 470/26, § 48 Absatz 1 und § 53 Absatz 1 EEG 2027. Prozentangaben eigene Rechnung.

Die zweite Zahl ist die unangenehmere. Wer heute eine Dachanlage als Volleinspeiser plant – typisch bei Zweitanlagen auf Nebengebäuden oder wenn im Haus wenig Strom verbraucht wird –, verliert im Übergangsmodell mehr als die Hälfte des Einspeiseerlöses. Die Begründung nennt dafür einen Grund, der nichts mit Sparen zu tun hat: Die Förderung vollständiger Einspeisung sei „vor dem Hintergrund der Stromspitzenproblematik … nicht mehr zeitgemäß“. Wer bisher mit dem Volleinspeisungszuschlag gerechnet hat, rechnet ab 2027 mit einem anderen Geschäftsmodell.

Dazu kommt die Degression: Nach § 49 EEG 2027 sinken die anzulegenden Werte ab dem 1. August 2027 alle sechs Monate um 1 Prozent. Wer 2029 in Betrieb geht, startet also nicht mehr bei 5,2 Cent, sondern rund zwei Stufen darunter.

Ein Nebenertrag der sonstigen Direktvermarktung geht in der Debatte unter: Für Strom, der nach § 21a direkt vermarktet wird, stellt das Umweltbundesamt auf Antrag Herkunftsnachweise aus – anders als bei gefördertem EEG-Strom. Der Entwurf nimmt davon aber die Pauschaloption des § 50c Absatz 6 aus: Wer den Bonus pauschal abrechnet, bekommt keine Nachweise.

Was Direktvermarktung technisch verlangt

§ 21b Absatz 3 EEG ist die zentrale Hürde: Die Zuordnung zu einer Direktvermarktung ist „nur dann zulässig, wenn die gesamte Ist-Einspeisung der Anlage in viertelstündlicher Auflösung gemessen und bilanziert wird“. Daraus folgt eine Kette technischer Voraussetzungen:

• Intelligentes Messsystem mit Smart-Meter-Gateway – ohne viertelstundengenaue Messwerte ist keine Direktvermarktung möglich.
• Steuerungseinrichtung am Netzanschlusspunkt nach § 29 Absatz 1 Nummer 2 des Messstellenbetriebsgesetzes – heute Pflicht bei Anlagen „mit einer installierten Leistung von mehr als 7 Kilowatt“. Der Entwurf senkt diese Schwelle in Artikel 3 Nummer 1 auf „mehr als 2 Kilowatt“ und zieht in Artikel 3 Nummer 2 die Preisobergrenze des § 30 Absatz 1 Nummer 4 MsbG von 7 auf 2 Kilowatt nach.
• Bilanzkreiszuordnung: Nach § 21c Absatz 2 muss der Betreiber dem Netzbetreiber den Bilanzkreis mitteilen, dem der direkt vermarktete Strom zugeordnet wird. Das übernimmt in der Praxis der Direktvermarkter.
• Fristen beim Wechsel: Nach § 21c Absatz 1 ist die Zuordnung „vor Beginn des jeweils vorangehenden Kalendermonats“ mitzuteilen. Ein Wechsel ist nur zum Monatsersten möglich (§ 21b Absatz 1). Wer nichts mitteilt, landet automatisch in der unentgeltlichen Abnahme, also bei null Erlös. Die Schwelle dafür ändert sich: Heute gilt das nach § 21c Absatz 1 Satz 3 EEG für Anlagen „mit einer installierten Leistung von weniger als 200 Kilowatt“, der Entwurf senkt sie auf „weniger als 100 Kilowatt“.

Ein Detail, das Kosten spart: Die „notwendige Datenkommunikation über das Smart-Meter-Gateway“ für die Direktvermarktung von EEG-Anlagen gehört nach § 34 Absatz 1 Nummer 8 Buchstabe a MsbG zu den Standardleistungen des Messstellenbetriebs. Sie ist damit von den Preisobergrenzen des § 30 MsbG gedeckt und darf nicht gesondert abgerechnet werden.

Was es kostet – und was noch niemand belegen kann

Belastbare Marktpreise für Direktvermarktungsverträge im Kleinanlagensegment existieren noch nicht. Der Entwurf sagt das selbst mit ungewöhnlicher Offenheit. In der Begründung zur neuen Härtefall-Kompetenz der Bundesnetzagentur heißt es:

Quelle: Gesetzentwurf der Bundesregierung, Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, Stand 29. Juli 2026, Seite 178 (Darstellung des Erfüllungsaufwands, Nummer 18 zu § 85 Absatz 2 Nummer 2a EEG 2027).

Was der Entwurf dagegen sehr genau beziffert, sind die Messkosten – und die Rechnung ist aufschlussreich. Die Belastung der Bürgerinnen und Bürger durch das gesamte Gesetz veranschlagt er auf 4,25 Millionen Euro pro Jahr. Dieser Betrag stammt vollständig aus dem Messwesen, nicht aus der Vermarktung.

Hintergrund ist die Absenkung der Smart-Meter-Schwelle in § 29 Absatz 1 Nummer 2 MsbG: Betroffen ist künftig das Segment über 2 bis 7 Kilowatt, in dem der Entwurf einen Bestand von 1.574.452 Anlagen bei einem durchschnittlichen Jahreszubau von 56.227 Anlagen seit 2004 ansetzt.

Die Kalkulation dahinter: 20 Euro Mehrkosten je Einbaufall und Jahr für den Anschlussnutzer (50 statt bisher 30 Euro für Einbau und Betrieb des intelligenten Messsystems) bei 94.468 Fällen, plus 50 Euro pro Jahr für die Steuerungstechnik beim Anschlussnehmer bei 47.234 Fällen.

Bemerkenswert ist die zweite Fallzahl: Sie ist die Hälfte der ersten, weil der Entwurf annimmt, dass 50 Prozent der Anlagen als „Nulleinspeiseanlagen“ nach § 29 Absatz 5 Satz 1 MsbG gar keine Steuerungstechnik brauchen. Wer also gar nicht einspeist, spart diesen Posten – was die Rechnung für Speicherbesitzer verschiebt.

Quelle: Bundesrats-Drucksache 470/26, Seiten 105 bis 107 (Erfüllungsaufwand für Bürgerinnen und Bürger im Einzelnen), Abruf 5. September 2026.

Damit stehen sich zwei sehr unterschiedlich belegte Größen gegenüber: Die Messkosten sind auf den Euro genau gesetzlich gedeckelt, die Vergütung des Direktvermarkters ist es nicht. Was sich heute belegen lässt, sind drei Größen:

Wer eine Wirtschaftlichkeitsrechnung aufstellt, sollte die Vermarktungskosten deshalb als Bandbreite behandeln und die Rechnung an der Eigenverbrauchsquote aufhängen, nicht an einem angenommenen Vermarktungsentgelt. Die Systematik dazu steht in unserem Ratgeber zur PV-Wirtschaftlichkeit.

Welche Alternativen der Entwurf offenlässt

Die fünfte Option gewinnt zusätzlich an Gewicht, weil der Entwurf in § 9 Absatz 2b für neue Dach-Solaranlagen unter 100 Kilowatt eine dauerhafte Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung „auf maximal 50 Prozent der installierten Leistung“ vorsieht – „dauerhaft und unabhängig vom Einbau eines intelligentem Messsystems und der Veräußerungsform“. Wer die andere Hälfte nicht selbst nutzt oder speichert, verliert sie. Die Begründung nennt Speicher ausdrücklich als Antwort darauf.

Was du heute schon selbst prüfen kannst

Bis der Bundestag entschieden hat, lässt sich nichts abschließen. Drei Dinge kannst du trotzdem jetzt nachsehen – sie entscheiden später darüber, wie teuer der Wechsel für dich wird.

Was noch offen ist

Zwei Vorbehalte gehören in jede Planung. Erstens der beihilferechtliche: Nach § 104 Absatz 1 EEG 2027 dürfen die Bestimmungen des gesamten Teils 3 – dort stehen Marktprämie, befristete Übergangszahlung und der Bonus nach § 50c – „erst nach der beihilferechtlichen Genehmigung durch die Europäische Kommission und nur nach Maßgabe dieser Genehmigung angewandt werden“.

Dahinter steht das Durchführungsverbot des Artikels 108 Absatz 3 AEUV: Der Mitgliedstaat „darf die beabsichtigte Maßnahme nicht durchführen, bevor die Kommission einen abschließenden Beschluss erlassen hat“. Wie lange das dauern kann, zeigt der Aufschlag von 1,5 ct/kWh aus dem Solarpaket I vom 16. Mai 2024 – die Bundesnetzagentur weist bis heute darauf hin, dass die Genehmigung dafür „noch nicht erteilt“ ist.

Zweitens die Härtefall-Klausel: § 85 Absatz 2 Nummer 2a EEG 2027 gibt der Bundesnetzagentur die Kompetenz, die Übergangsphase zu verlängern, „falls die marktlichen und technischen Rahmenbedingungen für den Eintritt dieser Anlagen noch nicht hinreichend gegeben sind“. Diese Verlängerung ist im Entwurf doppelt begrenzt: auf Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 25 Kilowatt und auf einen Zeitraum „bis maximal zum 31. Dezember 2032“.

Eine Hoffnung räumt der Entwurf allerdings ausdrücklich aus. In der Begründung steht: „Es wird jedoch keinen Vertrauensschutz für neue Anlagen geben, dauerhaft ohne Direktvermarktung betrieben werden zu können, wenn Strom in das Netz eingespeist wird.“ Die Richtung ist damit gesetzt, auch wenn sich Termine verschieben können.

Quellen

Belege: Gesetzentwurf der Bundesregierung vom 29. Juli 2026 (Bundesministerium für Wirtschaft und Energie) – dort §§ 9, 20, 21, 21b, 21c, 25, 48, 49, 50c, 51, 53, 85 und 100 EEG 2027 sowie Artikel 3 zur Änderung des Messstellenbetriebsgesetzes und der Erfüllungsaufwand · § 21a, § 21b und § 21c EEG, § 29, § 30 und § 34 MsbG, § 5 und § 45 MsbG (abgerufen 3. September 2026), § 48 und § 49 EEG (gesetze-im-internet.de, abgerufen 8. August 2026); der Gesetzentwurf wurde am 8. August 2026 unter der angegebenen Adresse abgerufen.