EEG-Reform: Das Prinzip der Direktvermarktung
Der Ende Juli vom Bundeskabinett beschlossene Gesetzentwurf zur EEG-Novelle 2027 sieht vor, ab 2027 eine Direktvermarktungspflicht für neu installierte Photovoltaik-Anlagen ab 50 Kilowatt (kW) einzuführen. Nach der derzeitigen Rechtslage ist die Direktvermarktung nur für PV-Anlagen mit einer Leistung von mehr als 100 kWp verpflichtend. Der Regierungsentwurf zur EEG-Novelle 2027 sieht vor, die feste Einspeisevergütung für fast alle neuen PV-Anlagen abzuschaffen. Die bisherige Praxis einer festen Einspeisevergütung über zwanzig Jahre soll ein Auslaufmodell werden.
Das Prinzip der Direktvermarktung ist, dass die Energieerzeuger ihren Strom direkt an der Strombörse verkaufen, statt feste Einspeisetarife zu nutzen. Dabei können sie von schwankenden Marktpreisen profitieren, die durch Angebot und Nachfrage bestimmt werden, und unter Umständen höhere Erlöse erzielen. Mit Hilfe von intelligenten Systemen und Echtzeit-Daten lässt sich der Energieverkauf optimieren. Um in die Direktvermarktung zu wechseln, müssen verschiedene regulatorische Voraussetzungen erfüllt sein.
So muss der Zähler die viertelstündige Bilanzierung des eingespeisten Stroms ermöglichen. Dafür ist aktuell bei Anlagen unter 100 kWp ein intelligentes Messsystem (iMSys) notwendig. Für PV-Anlagen ab 7 kWp besteht seit 2025 eine Smart Meter-Pflicht. Für PV-Anlagen ab 100 kWp wird ein RLM-Zähler (registrierende Leistungsmessung) verlangt, der den Stromverbrauch über ein Gateway ohne Ablesung an den Netzbetreiber übermitteln kann. In dem Anlagensegment ab 25 kWp bis 100 kWp besteht die Pflicht zur Fernsteuerbarkeit durch den Direktvermarkter.
Nach dem aktuellen Stand der Technik besteht heute die Möglichkeit, die Fernsteuerbarkeit über eine Direktvermarktungs-Schnittstelle herzustellen. Der Photovoltaik-Installationsbetrieb ist dafür erster Ansprechpartner. Die Ist-Einspeisedaten werden über die zu verbauende Direktvermarktungs-Schnittstelle abgerufen. Die Beschaffungskosten der technischen Geräte für die Direktvermarktung sind von den Anlagenbetreibenden zu tragen.
Da kleinere Anlagenbetreiber keinen direkten Zugang zur Strombörse haben, benötigen sie einen Direktvermarkter. Dieser übernimmt die komplette Abwicklung. Er sammelt die Strommengen mehrerer PV-Anlagen, erstellt Erzeugungsprognosen, verkauft den Strom gebündelt am Markt und rechnet die Erlöse anschließend mit den Anlagenbetreibern ab. Für diesen Service erhält der Direktvermarkter eine Vergütung, meist in Form einer festen Gebühr oder eines Abschlags vom Erlös.
Es gibt verschiedene Bezahlmodelle, die teilweise miteinander kombiniert werden. Bei Provisionsvereinbarungen behält der Dienstleister für jede verkaufte Kilowattstunde einen kleinen Prozentteil ein. Meistens liegt der Wert im einstelligen Prozentpunkte-Bereich. Einige Dienstleister erheben eine monatliche Grundgebühr, die je nach Größe der PV-Anlage zwischen 10 bis 50 Euro liegen kann. Zudem erheben manche Dienstleister eine einmalige Einrichtungsgebühr von etwa 200 Euro.
Aufgrund der laufenden Kosten für die Steuerungs- und Messtechnik wird eine Direktvermarktung aus wirtschaftlicher Sicht erst ab ca. 50 kW Leistung empfohlen.
Der aktuelle Gesetzesentwurf zur EEG-Novelle 2027 sieht die 50-kW-Schwelle als befristete Übergangsregelung vor, denn die feste Einspeisevergütung soll für fast alle Neuanlagen schrittweise abgeschafft werden. Neuanlagen unter 25 kW sollen ab 2028 für 36 Monate eine Übergangszahlung erhalten, die rund 1 Ct/kWh unter der bisherigen Vergütung liegt. Anschließend soll die Pflicht zur Direktvermarktung beginnen, die in den ersten vier Jahren mit einem Bonus von 1,5 Ct/kWh unterstützt wird. Diese Übergangszahlung ist bis etwa Ende 2033 vorgesehen.
Nach der ersten Lesung der EEG-Novelle im Bundestag hat der Bundesrat Stellung dazu bezogen und ist in diversen Punkten den Empfehlungen des Ausschusses gefolgt. Die Länderkammer fordert komplexe Teile der EEG-Novelle zurückzustellen, bis eine umfassende Folgenabschätzung vorgenommen worden ist. Bei den technischen Voraussetzungen für eine wirtschaftliche Direktvermarktung sieht der Bundesrat ebenfalls Nachbesserungsbedarf. Dazu gehört, die Übergangszahlung für kleine PV-Anlagen zu verlängern und zu erhöhen, bis eine digitale Infrastruktur vorhanden ist, die eine massentaugliche Direktvermarktung ermöglicht. Gerade für kleinere Gewerbebetriebe ist eine verpflichtende Direktvermarktung mit zusätzlichen technischen und administrativen Anforderungen verbunden, die Investitionen ausbremsen könnte.
Der Bundesnetzagentur zufolge sind in Deutschland inzwischen mehr als sechs Millionen PV-Anlagen mit einer Gesamtleistung von über 130 GW installiert. Die gesetzlichen Ausbauziele sehen bis 2030 eine installierte Solarstromleistung von 215 GW vor. Vor dem Hintergrund, dass der PV-Zubau weiter zunehmen muss, werden die geplanten Änderungen im Zuge der EEG-Reform wie die Streichung der Förderung für neue Anlagen, Direktvermarktungspflicht für kleine PV-Dachanlagen und der Wegfall von Entschädigungen bei netzbedingten Einspeisebeschränkungen von der Branche sehr kritisch gesehen. Durch den massiven Zubau von Photovoltaik und Windkraft stammten im ersten Halbjahr 2026 bereits 59,1 Prozent des in Deutschland erzeugten und ins Netz eingespeisten Stroms aus erneuerbaren Quellen.
