PV-Direktvermarktung ab 2027: Lohnt sich das für Einfamilienhäuser?

Wie funktioniert die Direktvermarktung von Solarstrom? Erfahre, welche Kosten entstehen und warum sie für Einfamilienhäuser kein Ersatz für die Einspeisevergütung ist.

Die feste Einspeisevergütung für neue Photovoltaikanlagen soll schrittweise auslaufen. An ihre Stelle soll künftig verstärkt die Direktvermarktung treten: Überschüssiger Solarstrom wird dann über einen Dienstleister am Strommarkt verkauft.

Das klingt zunächst nach einer neuen Einnahmequelle für private Anlagenbetreiber. Tatsächlich dürfte die Direktvermarktung für typische Einfamilienhäuser jedoch weder besonders hohe Gewinne ermöglichen noch die bisherige Einspeisevergütung wirtschaftlich ersetzen.

Die wichtigste Einordnung lautet deshalb: Die Direktvermarktung wird kein ausschlaggebender Grund sein, in eine Photovoltaikanlage zu investieren. Sie kann künftig bestenfalls einen kleinen Erlös für den ohnehin anfallenden Überschussstrom bringen. Entscheidend für die Wirtschaftlichkeit bleiben der Eigenverbrauch, eine sinnvoll geplante Anlage, Wärmepumpe, Elektroauto und gegebenenfalls ein intelligent gesteuerter Speicher.

Das Wichtigste in Kürze

• Bei der Direktvermarktung verkauft ein Dienstleister den eingespeisten Solarstrom am Strommarkt.

• Für Photovoltaikanlagen bis 100 kW ist die Direktvermarktung aktuell freiwillig.

• Für typische Einfamilienhäuser lohnt sich ein Wechsel aus der festen Einspeisevergütung derzeit meistens nicht.

• Der Marktwert von Solarstrom liegt häufig unter der heutigen Einspeisevergütung.

• Fixe Gebühren belasten kleine Anlagen besonders stark.

• Laut EEG-Entwurf sollen neue Kleinanlagen schrittweise in die Direktvermarktung wechseln.

• Der vorgesehene Direktvermarktungsbonus von 1,5 Cent pro Kilowattstunde ist auf höchstens 48 Monate begrenzt.

• Bestandsanlagen sollen ihre bereits zugesagte EEG-Förderung behalten.

• Die Direktvermarktung ersetzt zwar künftig möglicherweise den bisherigen Verkaufsweg, aber nicht die wirtschaftliche Sicherheit der Einspeisevergütung.

• Für Einfamilienhäuser bleibt der selbst verbrauchte Solarstrom der mit Abstand wichtigere finanzielle Hebel.

Was bedeutet Direktvermarktung bei Photovoltaik?

Bei der Direktvermarktung verkauft der Betreiber einer Photovoltaikanlage seinen überschüssigen Strom nicht selbst an der Strombörse. Diese Aufgabe übernimmt in der Regel ein Direktvermarkter.

Der Dienstleister bündelt den Strom zahlreicher Photovoltaikanlagen, erstellt Prognosen, übernimmt die energiewirtschaftliche Abwicklung und verkauft den Strom am Markt. Dafür verlangt er eine monatliche oder jährliche Gebühr, eine umsatzabhängige Provision oder eine Kombination aus beidem.

Der Anlagenbetreiber erhält anschließend den erzielten Markterlös abzüglich der vereinbarten Kosten.

Damit unterscheidet sich die Direktvermarktung grundlegend von der festen Einspeisevergütung. Bei dieser zahlt der Netzbetreiber für jede eingespeiste Kilowattstunde einen gesetzlich festgelegten Betrag. Der tatsächliche Börsenstrompreis spielt für den Anlagenbetreiber weitgehend keine Rolle.

Welche Formen der Direktvermarktung gibt es?

Aktuell müssen zwei unterschiedliche Modelle unterschieden werden.

Modell	Einnahmen des Anlagenbetreibers
Geförderte Direktvermarktung	Markterlös plus gleitende EEG-Marktprämie
Sonstige Direktvermarktung	Markterlös, eventuell ergänzt durch vertragliche oder gesetzliche Boni

Bei der geförderten Direktvermarktung gleicht die Marktprämie den Unterschied zwischen dem Marktwert des Solarstroms und dem gesetzlich festgelegten anzulegenden Wert weitgehend aus. Der Anlagenbetreiber trägt jedoch weiterhin die Kosten des Direktvermarkters.

Bei der sonstigen Direktvermarktung gibt es diese dauerhafte Absicherung nicht. Die Einnahmen hängen stärker vom tatsächlich erzielten Strommarktpreis ab.

Genau diese sonstige Direktvermarktung soll nach den aktuellen Plänen bei neuen kleineren Photovoltaikanlagen künftig eine größere Rolle spielen.

Wie funktioniert die Direktvermarktung heute?

Nach aktueller Rechtslage können Betreiber kleiner Photovoltaikanlagen wählen, ob sie die feste Einspeisevergütung oder die geförderte Direktvermarktung nutzen. Erst bei einer installierten Leistung von mehr als 100 kW ist die Direktvermarktung grundsätzlich verpflichtend.

Für eine typische Photovoltaikanlage auf einem Einfamilienhaus ist sie daher bislang freiwillig.

Seit dem 1. August 2026 beträgt die feste Einspeisevergütung für neue Dachanlagen bis 10 kW bei Teileinspeisung 7,70 Cent pro Kilowattstunde. Der anzulegende Wert in der geförderten Direktvermarktung liegt bei 8,10 Cent pro Kilowattstunde. Die aktuellen Fördersätze veröffentlicht die Bundesnetzagentur.

Der rechnerische Unterschied beträgt somit lediglich 0,4 Cent pro Kilowattstunde. Bei 6.000 eingespeisten Kilowattstunden entspricht das gerade einmal 24 Euro im Jahr. Davon müssen noch die Kosten des Direktvermarkters bezahlt werden.

Für eine gewöhnliche Einfamilienhausanlage ist dieser Vorsprung in der Regel zu gering.

Warum lohnt sich die Direktvermarktung für kleine PV-Anlagen bislang selten?

Das Hauptproblem sind die zusätzlichen Fixkosten. Diese fallen unabhängig davon an, ob eine Anlage 4.000, 10.000 oder 100.000 Kilowattstunden einspeist.

Eine Untersuchung von Agora Energiewende und Fraunhofer ISE arbeitet beispielsweise mit folgenden Kosten:

• 200 Euro einmalige Einrichtungskosten

• 142,80 Euro jährliches Dienstleistungsentgelt einschließlich Ausgleichskosten

• 3 Prozent der erzielten Markterlöse als variable Gebühr

Bei größeren gewerblichen Anlagen verteilen sich diese Kosten auf eine entsprechend hohe Strommenge. Bei einem Einfamilienhaus können sie dagegen einen erheblichen Teil der gesamten Einnahmen aufzehren.

Nach Berechnungen der Studie müssten die laufenden Vermarktungskosten für kleine Anlagen auf etwa 30 bis 50 Euro pro Jahr sinken, damit die Direktvermarktung attraktiver wird. Derzeit liegen sie häufig deutlich darüber. Die vollständigen Ergebnisse finden sich in der Studie „Vom Hausdach in den Strommarkt“.

Hinzu kommt, dass bislang nur eine begrenzte Zahl von Anbietern kleine, herstellerunabhängige Photovoltaikanlagen zu wirtschaftlich interessanten Konditionen in die Direktvermarktung aufnimmt.

Solarstrom erzielt häufig besonders niedrige Börsenpreise

Ein weiterer Nachteil ist das typische Erzeugungsprofil von Photovoltaikanlagen.

Solaranlagen produzieren besonders viel Strom in sonnigen Mittagsstunden. Zu diesen Zeiten speisen jedoch gleichzeitig Millionen andere Photovoltaikanlagen Strom ein. Das große Angebot drückt den Börsenstrompreis – teilweise sogar in den negativen Bereich.

Deshalb ist der durchschnittliche Börsenstrompreis nicht mit dem Marktwert von Solarstrom gleichzusetzen.

Der offizielle Jahresmarktwert Solar lag 2025 bei 4,508 Cent pro Kilowattstunde. Im April 2026 betrug der Monatsmarktwert Solar zeitweise sogar nur 1,317 Cent pro Kilowattstunde. Die Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen die Werte regelmäßig auf Netztransparenz.de.

Die häufig zu lesende Aussage, dass sich mit dem Verkauf an der Strombörse automatisch mehr Geld verdienen lasse als mit der Einspeisevergütung, ist für eine gewöhnliche, ungesteuerte Dachanlage daher irreführend.

Höhere Preise sind in einzelnen Stunden möglich. Eine Photovoltaikanlage speist ihren Strom aber überwiegend dann ein, wenn auch viele andere Anlagen produzieren und die Preise entsprechend niedrig sind.

Beispielrechnung: Direktvermarktung bei einer 10-kWp-Anlage

Betrachten wir eine typische Photovoltaikanlage auf einem Einfamilienhaus.

Annahmen

• Anlagenleistung: 10 kWp

• Jahresertrag: 10.000 kWh

• Eigenverbrauch: 40 Prozent beziehungsweise 4.000 kWh

• Netzeinspeisung: 6.000 kWh

• angenommener Marktwert Solar: 4,508 Cent pro kWh

• laufende Vermarktungskosten: 142,80 Euro pro Jahr

• variable Gebühr: 3 Prozent der Markterlöse

• mögliche einmalige Einrichtungs- und zusätzliche Technikkosten bleiben unberücksichtigt

Daraus ergibt sich folgender Vergleich:

Vergütungsmodell	Jährliche Einnahmen aus 6.000 kWh Einspeisung
Einspeisevergütung 2026 mit 7,70 Cent/kWh	ca. 462 €
Heutige geförderte Direktvermarktung nach beispielhaften Kosten	ca. 335 €
Geplante Übergangszahlung mit 5,20 Cent/kWh	ca. 312 €
Künftige Direktvermarktung mit 1,5-Cent-Bonus nach beispielhaften Kosten	ca. 210 €
Direktvermarktung nach Ablauf des Bonus	ca. 120 €
Unentgeltliche Abnahme	0 €

Die Berechnung ist keine Prognose für die künftigen Börsenpreise. Sie veranschaulicht jedoch das grundsätzliche Problem: Bei kleinen Einspeisemengen haben fixe Vermarktungskosten einen überproportional großen Einfluss.

Gegenüber einer kostenlosen Einspeisung wären 120 oder 210 Euro im Jahr natürlich besser als gar keine Einnahmen. Gegenüber der heutigen festen Einspeisevergütung ist das aber ein deutlicher Rückgang.

Damit ist die Direktvermarktung wirtschaftlich kein gleichwertiger Ersatz für die Einspeisevergütung.

Eigenverbrauch ist deutlich wichtiger als Direktvermarktung

Noch deutlicher wird die Gewichtung, wenn wir den Eigenverbrauch betrachten.

Wer 4.000 Kilowattstunden Solarstrom selbst nutzt und dadurch einen Strombezug zu beispielsweise 35 Cent pro Kilowattstunde vermeidet, spart rechnerisch rund 1.400 Euro pro Jahr.

Von dieser Bruttoersparnis müssen für eine vollständige Wirtschaftlichkeitsberechnung unter anderem die entgangenen Einspeiseerlöse, die Investitionskosten und mögliche Speicherverluste berücksichtigt werden.

Trotzdem zeigt der Vergleich die Größenordnung:

• Eigenverbrauch: rechnerisch rund 1.400 Euro vermiedener Strombezug

• Direktvermarktung nach Ablauf möglicher Boni: im Beispiel rund 120 Euro Erlös

Die Direktvermarktung optimiert also lediglich den Umgang mit dem Strom, der nach dem Eigenverbrauch noch übrig bleibt. Sie bildet nicht die wirtschaftliche Grundlage der Investition.

Was soll sich laut EEG-Entwurf ab 2027 ändern?

Das Bundeskabinett hat am 29. Juli 2026 die EEG-Novelle 2027 beschlossen. Dabei handelt es sich bislang um einen Gesetzentwurf. Bundestag, Bundesrat und teilweise auch die EU-Kommission müssen dem Vorhaben noch zustimmen.

Die Regelungen können sich im weiteren Verfahren deshalb noch verändern.

Der Entwurf sieht vor, neue Photovoltaikanlagen schrittweise aus der dauerhaften festen Einspeisevergütung herauszuführen. Stattdessen sollen sie ihren überschüssigen Strom künftig grundsätzlich direkt vermarkten.

Damit der Markt Zeit hat, entsprechende Angebote auch für kleine Anlagen zu entwickeln, ist eine befristete Übergangszahlung vorgesehen.

Inbetriebnahme	Anlagen, die noch eine Übergangszahlung erhalten sollen
2027	Anlagen unter 50 kW
2028	Anlagen unter 25 kW
2029 und 2030	Anlagen unter 7 kW
ab 2031	grundsätzlich keine neuen Anlagen mehr

Die Übergangszahlung soll längstens bis zum Ende des 36. auf die Inbetriebnahme folgenden Kalendermonats gezahlt werden.

Der anzulegende Wert soll zunächst 6,2 Cent pro Kilowattstunde betragen. Davon wird bei der Übergangszahlung ein Cent abgezogen. Für Anlagen, die bis zum 31. Juli 2027 in Betrieb gehen, ergäbe sich damit zunächst eine Zahlung von 5,2 Cent pro Kilowattstunde.

Ab August 2027 soll der zugrunde liegende Wert halbjährlich um ein Prozent sinken.

Die Details stehen im offiziellen Kabinettsentwurf zur EEG-Novelle. Einen allgemeinen Überblick bietet außerdem die Bundesregierung.

Was passiert nach der Übergangszahlung?

Nach dem Ende der Übergangszahlung bleiben für eine kleine Photovoltaikanlage voraussichtlich drei grundsätzliche Möglichkeiten:

1. Der überschüssige Strom wird direkt vermarktet.

2. Der Netzbetreiber nimmt den Strom unentgeltlich ab.

3. Die Anlage wird als Nulleinspeiseanlage betrieben und bei Überschüssen abgeregelt.

Für Anlagen unter 25 kW sieht der Entwurf zusätzlich einen Direktvermarktungsbonus von 1,5 Cent pro eingespeister Kilowattstunde vor. Dieser soll längstens bis zum Ende des 48. Monats nach der erstmaligen Zuordnung zur Direktvermarktung gezahlt werden.

Der Bonus ist damit auf höchstens vier Jahre begrenzt. Anschließend bliebe nur noch der jeweilige Markterlös abzüglich der Kosten des Direktvermarkters.

Eine dauerhafte Marktprämie, die niedrige Börsenpreise wie im bisherigen Fördermodell ausgleicht, ist für diese Kleinanlagen nicht vorgesehen.

Direktvermarktung ersetzt den Verkaufsweg, nicht die Einspeisevergütung

Dieser Unterschied ist für private Anlagenbetreiber entscheidend.

Die Einspeisevergütung bietet über 20 Jahre einen weitgehend planbaren Betrag pro eingespeister Kilowattstunde. Bei der künftigen Direktvermarktung schwanken die Einnahmen mit den Marktpreisen. Gleichzeitig entstehen zusätzliche Kosten für die Vermarktung, Messung, Steuerung und Datenübertragung.

Die Direktvermarktung kann daher zwar formal an die Stelle der bisherigen Einspeisung an den Netzbetreiber treten. Wirtschaftlich ist sie aber kein gleichwertiger Ersatz.

Vor allem sollte sie nicht als neues Renditeversprechen verkauft werden. Eine typische Einfamilienhausanlage wird künftig nicht deshalb rentabel, weil ihr Überschussstrom an der Börse gehandelt wird.

Für wen könnte sich die Direktvermarktung trotzdem lohnen?

Anlage oder Haushalt	Einschätzung
Bestehende Anlage mit fester EEG-Vergütung	Ein freiwilliger Wechsel lohnt sich meistens nicht
Kleine Anlage mit wenig Überschuss	Fixkosten können große Teile der Erlöse aufzehren
Neue Anlage nach Auslaufen der Übergangszahlung	Direktvermarktung kann mangels besserer Alternativen sinnvoll sein
Größere Dachanlage mit hoher Einspeisung	Eher interessant, weil sich Fixkosten besser verteilen
Anlage mit intelligent gesteuertem Speicher	Perspektivisch interessanter, aber nicht automatisch wirtschaftlich
Haushalt mit Wärmepumpe und E-Auto	PV kann sich durch hohen Eigenverbrauch lohnen; Direktvermarktung bleibt ein Nebenerlös
Ausgeförderte Anlage	Kann eine Alternative zur vereinfachten Abnahme durch den Netzbetreiber sein
Komplettsystem oder virtuelles Kraftwerk	Konditionen, Bindungsdauer und Beteiligung an den Erlösen genau prüfen

Für neue Anlagen könnte die Direktvermarktung künftig also notwendig oder zumindest die beste der noch verfügbaren Möglichkeiten sein. Das bedeutet aber nicht automatisch, dass sie besonders lukrativ ist.

Welche Rolle spielen Smart Meter?

Für eine marktnahe und zeitgenaue Abrechnung wird in der Regel ein intelligentes Messsystem benötigt. Zusätzlich muss die Anlage unter bestimmten Voraussetzungen steuerbar sein.

Für Erzeugungsanlagen bis einschließlich 15 kW liegt die gesetzliche Preisobergrenze für den Einbau und Betrieb eines intelligenten Messsystems aktuell bei 50 Euro pro Jahr. Für eine zusätzliche Steuerungseinrichtung können weitere 50 Euro pro Jahr anfallen. Die Gebühren eines Direktvermarkters sind darin nicht enthalten.

Die geltenden Preisobergrenzen erläutert die Bundesnetzagentur.

Ob diese Kosten tatsächlich vollständig zusätzlich anfallen, hängt vom Messkonzept, vom Stromverbrauch, von weiteren steuerbaren Verbrauchseinrichtungen und vom jeweiligen Anbieter ab.

Macht ein Batteriespeicher die Direktvermarktung attraktiver?

Ein intelligenter Speicher kann Solarstrom theoretisch dann aufnehmen, wenn die Börsenpreise niedrig sind, und ihn zu einem späteren Zeitpunkt mit höheren Preisen einspeisen.

Dafür müssen jedoch mehrere Voraussetzungen erfüllt sein:

• Der Speicher muss automatisch auf die Strommarktpreise reagieren.

• Die Einspeisung muss zeitgenau abgerechnet werden.

• Der Direktvermarkter muss den höheren Erlös tatsächlich an den Anlagenbetreiber weitergeben.

• Die Preisunterschiede müssen groß genug sein.

• Lade- und Entladeverluste müssen berücksichtigt werden.

• Der zusätzliche Batterieverschleiß darf die Erlöse nicht übersteigen.

• Die technischen und rechtlichen Voraussetzungen für die Einspeisung von gespeichertem Strom müssen erfüllt sein.

Ein Speicher sollte deshalb nicht allein mit möglichen Einnahmen aus der Direktvermarktung begründet werden.

Interessanter ist er, wenn er mehrere Aufgaben gleichzeitig übernimmt: den Eigenverbrauch erhöht, eine Wärmepumpe oder ein Elektroauto flexibel einbindet, günstigen Netzstrom nutzt und eventuell zusätzlich Erlöse am Strommarkt erzielt.

Lohnt sich Photovoltaik künftig trotzdem noch?

Auch ohne dauerhaft garantierte Einspeisevergütung kann sich eine Photovoltaikanlage auf einem Einfamilienhaus weiterhin rechnen. Die Wirtschaftlichkeit wird allerdings individueller und hängt stärker von anderen Faktoren ab.

Besonders wichtig sind künftig:

1. Möglichst hoher Eigenverbrauch

Jede selbst genutzte Kilowattstunde ersetzt teuren Netzstrom. Dieser Effekt ist in der Regel wesentlich größer als der Erlös aus der Direktvermarktung.

2. Wärmepumpe und Elektroauto

Wärmepumpe und Elektroauto erhöhen den Stromverbrauch im eigenen Haus. Werden sie intelligent gesteuert, können sie einen größeren Teil des Solarstroms direkt nutzen.

3. Angemessene Investitionskosten

Je günstiger die Anlage installiert werden kann, desto weniger ist sie auf Einnahmen aus der Netzeinspeisung angewiesen. Angebote sollten deshalb genau verglichen werden.

Tipp: Hier kannst du unkompliziert mehrere Angebote von lokalen Photovoltaik-Installateuren einholen.

4. Sinnvolle Anlagengröße

Eine Anlage sollte nicht ausschließlich auf eine möglichst hohe Eigenverbrauchsquote optimiert werden. Zusätzliche Module sind häufig vergleichsweise günstig und erhöhen vor allem im Winter und in den Übergangsmonaten die Stromproduktion.

Entscheidend ist eine Gesamtbetrachtung aus Dachfläche, Jahresverbrauch, Wärmepumpe, Elektroauto, Speicher und den künftigen Regeln zur Einspeisung.

5. Intelligente Steuerung

Ein Energiemanagementsystem kann Verbraucher bevorzugt dann einschalten, wenn viel Solarstrom vorhanden ist. Dadurch wird weniger Strom zu niedrigen Preisen eingespeist und weniger teurer Netzstrom benötigt.

Was bedeutet die Reform für bestehende Anlagen?

Bestandsanlagen sollen grundsätzlich ihre zugesagte Förderung behalten.

Wer bereits eine Photovoltaikanlage betreibt und Anspruch auf eine feste Einspeisevergütung hat, soll diesen Anspruch nicht durch die geplante Reform verlieren. Auch der ursprünglich zugesagte Förderzeitraum bleibt bestehen.

Für bestehende Einfamilienhausanlagen besteht daher meistens kein Anlass, vorschnell in die Direktvermarktung zu wechseln. Ein Angebot sollte nur angenommen werden, wenn die erwarteten Nettoerlöse nachweislich über der bestehenden Einspeisevergütung liegen und sämtliche Gebühren berücksichtigt wurden.

Worauf sollten Anlagenbetreiber bei Angeboten achten?

Wer ein Angebot zur Direktvermarktung erhält, sollte insbesondere folgende Punkte prüfen:

• Gibt es eine monatliche oder jährliche Grundgebühr?

• Wird zusätzlich eine Provision vom Markterlös einbehalten?

• Wer bezahlt Smart Meter und Steuerungseinrichtung?

• Entstehen einmalige Einrichtungs- oder Wechselkosten?

• Wird nach dem tatsächlichen viertelstündlichen Börsenpreis oder nach einem Durchschnittswert abgerechnet?

• Wie werden negative Strompreise behandelt?

• Kann ein vorhandener Speicher flexibel eingesetzt werden?

• Welchen Anteil möglicher Zusatzerlöse behält der Anbieter?

• Ist das Angebot an einen bestimmten Speicher, Wechselrichter oder Stromtarif gebunden?

• Wie lang ist die Vertragslaufzeit?

• Was passiert nach Ablauf eines Direktvermarktungsbonus?

• Kann später wieder in eine andere Vermarktungsform gewechselt werden?

Entscheidend ist nicht der beworbene Börsenpreis, sondern der Betrag, der nach allen Gebühren tatsächlich beim Anlagenbetreiber ankommt.

Fazit: Kein Ersatz für die Einspeisevergütung und kein Investitionsgrund

Für bestehende Photovoltaikanlagen auf Einfamilienhäusern lohnt sich der freiwillige Wechsel in die Direktvermarktung derzeit meistens nicht. Der geringe rechnerische Vorteil der geförderten Direktvermarktung reicht häufig nicht aus, um die zusätzlichen Gebühren zu bezahlen.

Für neue Anlagen dürfte die Direktvermarktung künftig trotzdem an Bedeutung gewinnen. Das liegt jedoch nicht daran, dass sie für private Haushalte besonders lukrativ wäre. Sie wird vor allem deshalb wichtiger, weil die feste Einspeisevergütung nach dem aktuellen EEG-Entwurf schrittweise auslaufen soll.

Die Direktvermarktung ist damit kein wirtschaftlich gleichwertiger Ersatz für die Einspeisevergütung. Sie wird auch kein überzeugender Grund sein, eine Photovoltaikanlage zu kaufen.

Eine PV-Anlage muss sich künftig bei einem typischen Einfamilienhaus vor allem durch andere Mechanismen tragen:

• vermiedenen Strombezug,

• hohen Eigenverbrauch,

• die Einbindung einer Wärmepumpe,

• das Laden eines Elektroautos,

• eine intelligente Verbrauchssteuerung,

• einen sinnvoll eingesetzten Speicher

• und angemessene Anschaffungskosten.

Der Verkauf des verbleibenden Überschussstroms ist lediglich ein zusätzlicher Baustein. Bei der Investitionsentscheidung sollte er nicht als entscheidende Einnahmequelle eingeplant werden.

Stand: 2. August 2026. Die EEG-Novelle wurde vom Bundeskabinett beschlossen, ist aber noch nicht endgültig in Kraft getreten.

Häufige Fragen zur PV-Direktvermarktung

Ist die Direktvermarktung für private Photovoltaikanlagen verpflichtend?

Aktuell ist sie für Anlagen bis 100 kW grundsätzlich freiwillig. Nach dem EEG-Entwurf sollen neue kleinere Anlagen jedoch schrittweise in die Direktvermarktung überführt werden.

Kann ich meinen Solarstrom selbst an der Börse verkaufen?

Für private Betreiber ist das praktisch nicht realistisch. Die Vermarktung erfolgt normalerweise über einen spezialisierten Direktvermarkter, der zahlreiche Anlagen bündelt und die Abwicklung übernimmt.

Bekomme ich in der Direktvermarktung immer den aktuellen Börsenstrompreis?

Das hängt vom Vertrag ab. Manche Anbieter rechnen anhand tatsächlicher zeitabhängiger Preise ab, andere verwenden Referenzwerte oder garantierte Mindestbeträge. Außerdem werden Gebühren und Provisionen abgezogen.

Ist die Direktvermarktung ein Ersatz für die Einspeisevergütung?

Als Vertriebsweg möglicherweise, wirtschaftlich jedoch nicht. Die feste Einspeisevergütung bietet langfristige Planungssicherheit. Die Einnahmen aus der Direktvermarktung schwanken und werden durch zusätzliche Kosten reduziert.

Lohnt sich Photovoltaik ohne Einspeisevergütung noch?

Das kann weiterhin der Fall sein, insbesondere bei hohem Eigenverbrauch, günstigen Anlagenkosten sowie der Einbindung von Wärmepumpe und Elektroauto. Die Wirtschaftlichkeit hängt künftig aber stärker vom jeweiligen Haushalt und der technischen Planung ab.

Sollte ich wegen der Direktvermarktung einen Batteriespeicher kaufen?

Nicht allein aus diesem Grund. Ein Speicher kann sinnvoll sein, wenn er den Eigenverbrauch erhöht und flexibel eingesetzt wird. Zusätzliche Börsenerlöse sollten höchstens als möglicher Nebeneffekt betrachtet werden.