Direktvermarktung ist für Photovoltaikanlagen ab einer installierten Leistung von mehr als 100 Kilowatt Pflicht, darunter dürfen Betreiber zwischen fester Einspeisevergütung und Direktvermarktung wählen und jeden Monat wechseln. Freiwillig lohnt sie sich heute selten: Auf einem 30-kWp-Gewerbedach bringt die Direktvermarktung mit Marktprämie rund 103 Euro im Jahr weniger als die feste Vergütung, weil die Dienstleistungskosten den Aufschlag von 0,4 Cent je Kilowattstunde übersteigen. Interessant wird sie mit Speicher, mit einem Abnehmer in der Nachbarschaft und ab 2027, wenn neue Kleinanlagen ohnehin in den Markt müssen.
Stand: 25. September 2026. Keine Rechtsberatung, der Hinweis dazu steht am Ende.
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Ab welcher Größe ist die Direktvermarktung bei PV Pflicht?
Die Pflicht beginnt oberhalb von 100 Kilowatt. Das steht nicht als Verbot im Gesetz, sondern als Grenze der festen Vergütung: Nach § 21 Abs. 1 Nr. 1 EEG gibt es die Einspeisevergütung nur für Anlagen mit einer installierten Leistung von bis zu 100 Kilowatt. Wer darüber liegt, verkauft seinen Strom über einen Direktvermarkter und erhält die Marktprämie nach § 20 EEG; die um 20 Prozent gekürzte Ausfallvergütung bleibt eine Notlösung für höchstens drei Monate am Stück.
Unterhalb der Grenze hat der Betreiber die Wahl. Er ordnet seine Anlage einer Veräußerungsform zu (§ 21b EEG): feste Einspeisevergütung, Direktvermarktung mit Marktprämie, sonstige Direktvermarktung ohne Förderung oder Mieterstromzuschlag. Wie die feste Vergütung über zwei Jahrzehnte gefallen ist, habe ich in Einspeisevergütung im Sinkflug nachgezeichnet.
So rechnet die Direktvermarktung mit Marktprämie
In der Direktvermarktung bekommt der Betreiber zwei Zahlungen: den Börsenerlös vom Direktvermarkter und die Marktprämie vom Netzbetreiber. Die Marktprämie füllt die Lücke zwischen dem Marktwert des Solarstroms und dem gesetzlichen anzulegenden Wert. Für Anlagen, die seit 2023 in Betrieb gehen, rechnet das Gesetz dabei mit dem Jahresmarktwert, nicht mehr mit dem Monatsmarktwert: Die Formel in Anlage 1 Nr. 4 zum EEG lautet schlicht Marktprämie gleich anzulegender Wert minus Jahresmarktwert Solar.
Der anzulegende Wert liegt in der Direktvermarktung um 0,4 Cent je Kilowattstunde über der festen Vergütung, weil § 53 EEG diesen Betrag bei der Einspeisevergütung abzieht. Für eine Dachanlage mit 30 kWp, die zwischen August 2026 und Januar 2027 ans Netz geht, ergeben sich nach der Fördersatztabelle der Bundesnetzagentur anteilig 7,41 Cent in der Direktvermarktung und 7,01 Cent in der festen Vergütung. Aus diesen 0,4 Cent muss der Direktvermarkter bezahlt werden.
Wie wenig Solarstrom an der Börse allein wert ist, zeigen die Monatsmarktwerte, die die Übertragungsnetzbetreiber auf netztransparenz.de veröffentlichen. Im April 2026 lag der Wert bei 1,32 Cent, im Januar bei 11,02 Cent. Für das gesamte Jahr 2025 betrug der Jahresmarktwert Solar 4,508 Cent, der Durchschnitt aller Stunden 8,932 Cent. Solarstrom erzielt also rund die Hälfte dessen, was eine durchschnittliche Kilowattstunde bringt, weil alle Anlagen zur selben Mittagszeit liefern.
Was das Solarspitzengesetz an der Direktvermarktung von PV geändert hat
Seit dem 25. Februar 2025 gelten für neue Anlagen drei Regeln, die die Rechnung verschieben. Erstens fällt der anzulegende Wert in Zeiträumen mit negativem Börsenpreis auf null (§ 51 Abs. 1 EEG), in der festen Vergütung wie in der Direktvermarktung. Anlagen unter 100 Kilowatt trifft das erst ab dem Ende des Jahres, in dem ein intelligentes Messsystem eingebaut wird. Als Ausgleich verlängert sich der Förderzeitraum um die Hälfte der ausgefallenen Zeit, umgerechnet in Volllastviertelstunden (§ 51a EEG).
Zweitens müssen Anlagen zwischen 25 und 100 Kilowatt, die der festen Vergütung zugeordnet sind, ihre Einspeisung auf 60 Prozent der Leistung begrenzen, bis Messsystem und Steuerungseinrichtung eingebaut und erfolgreich getestet sind (§ 9 Abs. 2 EEG). In der Direktvermarktung gilt diese Grenze nicht. Dafür muss der Direktvermarkter die Anlage nach § 10b EEG fernsteuern können, ab 2028 über das Smart-Meter-Gateway.
Drittens ist die Zahl der betroffenen Stunden gestiegen. Laut Bundesnetzagentur war der Großhandelspreis 2025 in 573 von 8.760 Stunden negativ, 2024 in 457. Legt man die stündlichen Erzeugungs- und Preisdaten von SMARD übereinander, fielen 2025 gut 24 Prozent des deutschen Solarstroms in genau diese Stunden. Für eine neue Anlage mit Messsystem ist damit fast ein Viertel der Einspeisung ohne Förderung.
Was Direktvermarktung für kleine PV-Anlagen kostet
Belastbare Zahlen liefert die Analyse Vom Hausdach in den Strommarkt, die das Fraunhofer ISE für Agora Energiewende im Sommer 2026 erstellt hat. Sie setzt für die Direktvermarktung kleiner Anlagen eine einmalige Einrichtungspauschale von 200 Euro an, ein festes Dienstleistungsentgelt einschließlich Ausgleichskosten von 142,80 Euro im Jahr und ein variables Entgelt von 3 Prozent der Markterlöse. Die Autoren halten die Direktvermarktung für kleine Dachanlagen erst dann für attraktiv, wenn die Fixkosten auf 30 bis 50 Euro im Jahr sinken.
Zwei Posten kommen je nach Anlage hinzu. Die Fernsteuerbarkeit für den Direktvermarkter braucht Technik, falls sie nicht schon verbaut ist. Das intelligente Messsystem ist dagegen kein Zusatzposten der Direktvermarktung: Für Anlagen über 25 bis 100 Kilowatt ist es ohnehin vorgesehen, die Preisobergrenze für den Anschlussnutzer liegt nach § 30 Messstellenbetriebsgesetz bei 140 Euro im Jahr. Warum der Einbau trotzdem oft auf sich warten lässt, steht in Smart-Meter-Pflicht 2026.
Rechenbeispiel: Direktvermarktung einer PV-Anlage auf einem 30-kWp-Gewerbedach
Die Tabelle vergleicht ein Betriebsjahr. Annahmen: 30 kWp auf dem Dach eines Gewerbebaus, Inbetriebnahme im Herbst 2026, 950 Kilowattstunden je kWp und Jahr (der spezifische Ertrag, mit dem das Fraunhofer ISE in seinen Fakten zur Photovoltaik rechnet), 30 Prozent Eigenverbrauch, intelligentes Messsystem eingebaut, Anteil der negativen Stunden wie 2025, Kosten der Direktvermarktung wie in der Agora-Analyse, Jahresmarktwert Solar wie 2025.
| Posten | Feste Vergütung | Direktvermarktung mit Marktprämie |
|---|---|---|
| Jahresertrag (30 kWp × 950 kWh) | 28.500 kWh | 28.500 kWh |
| Eingespeist (70 Prozent) | 19.950 kWh | 19.950 kWh |
| Satz je kWh | 7,01 ct | 7,41 ct (Börsenerlös plus Marktprämie) |
| Erlös vor Abzügen | 1.397,83 € | 1.477,63 € |
| Kein Zahlungsanspruch in negativen Stunden (24,13 Prozent) | −337,30 € | −356,55 € |
| Festes Dienstleistungsentgelt | 0,00 € | −142,80 € |
| Variables Entgelt (3 Prozent von 682,33 € Markterlös) | 0,00 € | −20,47 € |
| Ergebnis je Jahr | 1.060,53 € | 957,81 € |
| Einmalig | 0,00 € | 200,00 € Einrichtung |
Die Direktvermarktung liegt 102,72 Euro im Jahr hinter der festen Vergütung, dazu kommt die Einrichtungspauschale. Ohne negative Stunden wären es 89,98 Euro, das Minus hängt also nicht an den Negativpreisen, sondern an den Fixkosten. Rechnet man zurück, trägt sich die Direktvermarktung mit diesen Kosten ab rund 71.000 eingespeisten Kilowattstunden im Jahr. Bei gleicher Eigenverbrauchsquote entspricht das einer Anlage von etwa 107 kWp, also fast genau der Größe, ab der sie ohnehin Pflicht ist.
Ohne Messsystem entfällt in der festen Vergütung die Zeile mit den negativen Stunden, dafür greift die 60-Prozent-Drosselung. Die feste Vergütung bleibt dann erst recht vorn.
Wechsel in die Direktvermarktung: monatlich, mit Vorlauf
Betreiber von Anlagen bis 100 Kilowatt können jeweils zum ersten Kalendertag eines Monats zwischen den Veräußerungsformen wechseln, auch zurück (§ 21b Abs. 1 EEG). Den Wechsel müssen sie dem Netzbetreiber vor Beginn des vorangehenden Kalendermonats mitteilen (§ 21c Abs. 1 EEG). Wer zum 1. Januar 2027 in die Direktvermarktung will, muss das also vor dem 1. Dezember 2026 melden, zusammen mit dem Bilanzkreis des Direktvermarkters. Voraussetzung ist eine viertelstündliche Messung der gesamten Einspeisung (§ 21b Abs. 3 EEG).
Direktvermarktung für kleine PV-Anlagen ab 2027: der Regierungsentwurf
Die Bundesregierung hat das EEG 2027 am 7. September 2026 als Drucksache 21/7867 eingebracht, die erste Lesung im Bundestag war am 24. September 2026. Inkrafttreten soll es am 1. Januar 2027. Für kleine Solaranlagen sieht der Entwurf vor:
- Keine feste Vergütung mehr für Neuanlagen. An ihre Stelle tritt eine befristete Übergangszahlung für höchstens 36 Monate, 1 Cent unter dem anzulegenden Wert. Sie steht Anlagen unter 50 Kilowatt offen, die vor 2028 in Betrieb gehen, unter 25 Kilowatt bis Ende 2028 und unter 7 Kilowatt bis Ende 2030.
- Ein Einheitssatz. Der anzulegende Wert für Solaranlagen außerhalb der Ausschreibungen soll einheitlich 6,2 Cent betragen, die Größenklassen für Gebäudeanlagen entfallen.
- Ein Direktvermarktungsbonus. Anlagen unter 25 Kilowatt in der sonstigen Direktvermarktung erhalten nach dem neuen § 50c 1,5 Cent je eingespeister Kilowattstunde, längstens 48 Monate.
- Eine feste Einspeisegrenze. Neue Dachanlagen unter 100 Kilowatt sollen dauerhaft höchstens 50 Prozent ihrer Leistung einspeisen, unabhängig von Messsystem und Veräußerungsform.
Anlagen, die vor dem 1. Januar 2027 in Betrieb gehen, bleiben nach dem Entwurf im bisherigen Recht, einschließlich des monatlichen Wechselrechts. Was sonst an Förderung übrig bleibt, steht in Solarförderung: Was 2026 noch übrig ist.
Für wen sich die freiwillige Direktvermarktung von PV lohnt
Ohne Speicher und ohne eigenen Abnehmer würde ich eine Anlage unter 100 Kilowatt heute in der festen Vergütung lassen: Der Aufschlag von 0,4 Cent deckt bei 20.000 Kilowattstunden keine Fixkosten von 143 Euro.
Anders sieht es in drei Fällen aus. Mit Batteriespeicher kann die Anlage mittags laden und abends einspeisen, wenn der Preis ein Vielfaches beträgt. Weil die Marktprämie auf den Jahresmarktwert aller Solaranlagen gerechnet wird, bleibt der Mehrerlös, den der eigene Strom über diesem Durchschnitt erzielt, im Grundsatz beim Betreiber. Zweitens schließt die feste Vergütung eine Belieferung von Nachbarn aus: Einspeisevergütung und Energy Sharing schließen sich nach der Bundesnetzagentur gegenseitig aus, wer teilen will, muss die Anlage einer Form der Direktvermarktung zuordnen. Drittens kippt die Rechnung ab 2027 ohnehin, weil neue Anlagen nach 36 Monaten keine feste Zahlung mehr bekommen.
Mein Fazit: Direktvermarktung ist kein Geschäft für die reine Einspeiseanlage, sondern für die Anlage mit Steuerung. Wer ein Dach mit Speicher plant, sollte die Direktvermarktung von Anfang an mitdenken. Wie Speicher im Strommarkt Geld verdienen, sammle ich unter BESS und Energiespeicher.
Häufige Fragen
Ab wie viel kWp ist Direktvermarktung Pflicht?
Ab einer installierten Leistung von mehr als 100 Kilowatt. Bis einschließlich 100 Kilowatt gibt es nach § 21 EEG die feste Einspeisevergütung, darüber nur die Marktprämie über einen Direktvermarkter.
Was kostet ein Direktvermarkter für eine kleine PV-Anlage?
Die Analyse von Fraunhofer ISE und Agora Energiewende aus dem Sommer 2026 setzt 200 Euro Einrichtung, 142,80 Euro fest im Jahr und 3 Prozent der Markterlöse an. Die Angebote unterscheiden sich, und nach derselben Analyse bieten nur wenige Anbieter Direktvermarktung für Anlagen unter 100 kWp überhaupt an.
Kann ich aus der Direktvermarktung zurück in die Einspeisevergütung?
Ja, bei Anlagen bis 100 Kilowatt zum Ersten jedes Monats. Der Netzbetreiber muss vor Beginn des Vormonats informiert werden. Für Neuanlagen ab 2027 soll es nach dem Regierungsentwurf keine feste Vergütung mehr geben.
Bekomme ich bei negativen Strompreisen noch Geld für meinen Solarstrom?
Bei Anlagen seit dem 25. Februar 2025 nicht mehr, sobald ein intelligentes Messsystem eingebaut ist; bei Anlagen unter 100 Kilowatt gilt das ab dem Ende des Einbaujahres. Die ausgefallene Zeit wird zur Hälfte an den Förderzeitraum angehängt.
Lohnt sich Direktvermarktung mit einem Batteriespeicher?
Eher als ohne. Der Speicher verschiebt Einspeisung aus den Mittagsstunden in teurere Abendstunden, und der Mehrerlös über dem Jahresmarktwert Solar bleibt beim Betreiber. Ob das die Fixkosten deckt, hängt von Speichergröße und Steuerung ab.
Hinweis: Dieser Artikel ist keine Rechtsberatung. Er beschreibt das EEG 2023 mit Stand 25. September 2026 und den Regierungsentwurf zum EEG 2027, der sich im Gesetzgebungsverfahren noch ändern kann. Die Beispielrechnung vereinfacht: Das Einspeiseprofil einer echten Anlage weicht vom deutschen Durchschnitt ab, die Verlängerung des Förderzeitraums nach § 51a EEG ist nicht eingerechnet, und die Konditionen der Direktvermarkter unterscheiden sich. Nächste Prüfung dieses Artikels: nach dem Bundestagsbeschluss zum EEG 2027.
Herzlich,
Euer Dennis Weidner
Hinweis: Beim Schreiben dieses Beitrags haben mich KI-Werkzeuge unterstützt, einzelne Bilder sind mit KI bearbeitet. Für Inhalt und Aussagen stehe ich mit meinem Namen.
