Das Wichtigste in Kürze
- Direktvermarktung ist erst ab 100 kWp Pflicht. Darunter ist sie freiwillig. Die kolportierte 25-kWp-Pflichtgrenze wurde nicht ins Solarspitzengesetz übernommen (enter.de, 2026).
- 2025 gab es 573 Stunden mit negativen Strompreisen. Das sind 25 Prozent mehr als 2024 (solarserver.de, 2026).
- Anlagen mit Inbetriebnahme bis zum 31. Dezember 2026 behalten den heutigen EEG-Satz für 20 Jahre. Ab 2027 drohen laut Regierungsentwurf schlechtere Konditionen (ema-energiewelt.de, 2026).
- Unter rund 15.000 kWh Jahreseinspeisung übersteigen die Fixkosten der Vermarktung meist den Mehrerlös (reduco.ai, 2026).
Noch bis Jahresende sichern sich Kundinnen und Kunden mit einer Inbetriebnahme den heutigen EEG-Satz für 20 Jahre. Gleichzeitig fragen größere Aufdachanlagen zunehmend nach freiwilliger Direktvermarktung unter der 100-kWp-Grenze. Für Solarteure wird das 2026 zur Beratungsfrage mit echtem Zeitdruck.
Ab wann ist Direktvermarktung für PV-Anlagen eigentlich Pflicht?
Pflicht ist die Direktvermarktung weiterhin erst ab 100 kWp installierter Leistung. Darunter bleibt sie freiwillig. Die vielfach kursierende Meldung, das Solarspitzengesetz 2025 habe die Pflichtgrenze auf 25 kWp gesenkt, stimmt nicht: Diese Regel wurde in der finalen Fassung gestrichen, BGBl. 2025 I Nr. 51 (enter.de, 2026).
Für Anlagen zwischen 25 und 100 kWp gilt Direktvermarktung trotzdem als empfohlen. Ab dieser Größe sind ohnehin Fernsteuerbarkeit und ein intelligentes Messsystem vorgeschrieben. Die technische Infrastruktur steht also bereits bereit. Unter 25 kWp entfällt die Fernsteuerbarkeitspflicht seit Mai 2024, was den Einstieg für kleinere Gewerbeanlagen spürbar vereinfacht hat.
Für Anlagen über 100 kWp bleibt das Marktprämienmodell verpflichtend. Details dazu findest du in unserem Beitrag zur Direktvermarktung von PV-Strom im Gewerbe. Dieser Beitrag hier konzentriert sich bewusst auf den freiwilligen Bereich darunter, der in der Beratungspraxis deutlich seltener vorkommt als die Pflichtvariante.
Wie funktioniert die freiwillige Direktvermarktung unter 100 kW?
Technisch läuft die freiwillige Direktvermarktung genauso wie die Pflichtvariante ab. Ein lizenzierter Direktvermarkter verkauft den eingespeisten Strom an der Strombörse. Er zahlt dem Anlagenbetreiber dafür die Marktprämie aus. Seit 2025 ist für Neuanlagen ab 7 kWp ohnehin ein intelligentes Messsystem vorgeschrieben. Es erfasst die Einspeisung viertelstündlich und überträgt die Werte an Vermarkter und Netzbetreiber (enter.de, 2026).
Die Marktprämie selbst entspricht dem anzulegenden Wert abzüglich des Marktwerts Solar. Liegt der Marktwert über dem anzulegenden Wert, wird die Prämie auf null gekappt. Negativ wird sie dagegen nie (logicenergy.de, 2026). Praktisch bedeutet das: Dein Kunde bekommt rechnerisch mindestens den anzulegenden Wert, oft sogar etwas mehr, wenn der Vermarkter Markterlöse teilweise weitergibt.
Für den Vertrag braucht dein Kunde einen lizenzierten Direktvermarkter. Ein Wechsel ist jeweils zum Monatsanfang möglich, mit mindestens einem Monat Vorlauf. Das solltest du wissen, falls ein Angebot später nicht hält, was es verspricht.
Ab welcher Anlagengröße lohnt sich die freiwillige Vermarktung?
Unterhalb von etwa 15.000 kWh Jahreseinspeisung übersteigen Fixkosten für Messtechnik und Vermarkter-Gebühren in den meisten Fällen den Mehrerlös gegenüber der festen Einspeisevergütung (reduco.ai, 2026). Als Faustregel brauchst du eine Anlage, die überwiegend einspeist, nicht nur die Reste des Eigenverbrauchs ans Netz gibt.
reduco.ai ordnet die Wirtschaftlichkeit nach Anlagengröße so ein:
| Anlagengröße | Einschätzung |
| 5–10 kWp | Fixkosten übersteigen meist den Mehrerlös |
| 10–15 kWp | Nur bei niedrigen Gebühren und hohen Börsenpreisen sinnvoll |
| 15–25 kWp | Ab ca. 15.000 kWh Jahreseinspeisung oft ein Nettovorteil |
| 25–50 kWp | Durch Skaleneffekte meist wirtschaftlich |
(reduco.ai, 2026)
Auch die Direktvermarkter selbst setzen eigene Mindestgrößen. Lumenaza nimmt Anlagen ab 10 kWp an. Next Kraftwerke, Enyway und naturstrom verlangen mindestens 25 kWp. Statkraft startet erst ab 50 kWp, EnBW und E.ON erst ab 100 kWp (reduco.ai, 2026). Prüfe diese Schwellen vor der Kundenberatung, denn nicht jeder Anbieter nimmt jede Anlagengröße überhaupt an.
Volleinspeiseanlagen und Zweitanlagen mit hohem Einspeiseanteil sind die klassischen Kandidaten. Je mehr Strom tatsächlich ins Netz geht, desto schneller amortisiert sich die zusätzliche Messtechnik. Für eigenverbrauchsstarke Dachanlagen lohnt sich dagegen oft eher die Optimierung des Eigenverbrauchs selbst. Wie du die passende Kennzahl dafür berechnest, zeigen wir im Beitrag Eigenverbrauch und Autarkiegrad der PV-Anlage berechnen.
Was kostet die freiwillige Direktvermarktung – und was bringt sie?
Typische Vermarktergebühren liegen bei 3 bis 10 Euro Fixgebühr pro Monat, plus 0,2 bis 0,4 ct/kWh variabel. Alternativ verlangen manche Anbieter 5 bis 15 Prozent des Mehrerlöses (reduco.ai, 2026). Hinzu kommen einmalige Kosten: 100 bis 300 Euro für das Smart-Meter-Gateway, 200 bis 500 Euro für die Steuerbox, sowie 20 bis 100 Euro jährliche Messstellengebühr.
Ein Rechenbeispiel von reduco.ai zeigt die Größenordnung konkret: Eine 10-kWp-Anlage mit 6.000 kWh Jahreseinspeisung kommt auf ein Nettoergebnis von rund minus 54 Euro pro Jahr. Die Fixkosten übersteigen hier den Mehrerlös noch knapp (reduco.ai, 2026). Bei einer vergleichbaren 30-kWp-Freiflächen- oder Gewerbedachanlage mit entsprechend höherer Einspeisemenge kippt diese Rechnung aber meist ins Positive, weil die Fixkosten pro eingespeister Kilowattstunde deutlich sinken.
Eine Studie von Fraunhofer ISE im Auftrag von Agora Energiewende beziffert die Mehrkosten für einen Vier-Personen-Haushalt mit Dachanlage auf 185 bis 277 Euro pro Jahr (logicenergy.de, 2026). Der Grund: Die Anlage bleibt zu klein für echte Skaleneffekte. Fraunhofer ISE bezifferte im Februar 2026 außerdem, welche Prämie überhaupt nötig ist, um die reinen Vermarktungskosten zu decken: rund 2 bis 3 ct/kWh (enter.de, 2026). Im Normalbetrieb 2025/2026 liegt der tatsächliche Mehrerlös gegenüber dem festen Einspeisetarif aber meist nur bei 0,1 bis 0,5 ct/kWh. Diese Lücke erklärt, warum sich freiwillige Vermarktung erst ab einer gewissen Anlagengröße wirklich rechnet.
Wie wirken sich negative Strompreise auf die Marktprämie aus?
2025 gab es 573 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen, 25 Prozent mehr als die 457 Stunden im Jahr 2024 (solarserver.de, 2026). An einzelnen Tagen erzeugten Solaranlagen laut pv magazine bis zu 90 Prozent ihres Stroms genau während dieser Negativpreis-Stunden (pv-magazine.de, 2026). Für die Marktprämie ist das zunächst unkritisch, denn sie wird nie negativ. Das Risiko trägt der Vermarkter, nicht dein Kunde.
Der Monatsmarktwert Solar schwankt dadurch 2026 stark: von 11,019 ct/kWh im Januar bis auf 1,317 ct/kWh im April (logicenergy.de, 2026). Das ist der niedrigste Stand seit April 2020. Je niedriger der Marktwert, desto höher fällt rechnerisch die Marktprämie aus. Ein sinkender Börsenwert bedeutet also nicht automatisch weniger Erlös für deinen Kunden, solange der anzulegende Wert als Referenz gilt.
Mit 128 GWp installierter PV-Leistung in Deutschland im August 2026 wächst gleichzeitig die Strommenge, die zur Mittagszeit ins Netz drängt (logicenergy.de, 2026). Dieser strukturelle Trend aus mehr Erzeugung zur gleichen Uhrzeit und sinkendem Solar-Profilfaktor ist der eigentliche Grund, warum Direktvermarktung und Eigenverbrauchsoptimierung für wachsende Anlagenportfolios zunehmend zusammengedacht werden müssen.
EEG-Reform 2027: Warum der Jahreswechsel für deine Kunden zählt
Anlagen mit Inbetriebnahme bis zum 31. Dezember 2026 behalten die heutige EEG-Vergütung für 20 Jahre plus das Inbetriebnahmejahr. Der Regierungsentwurf zur EEG-Reform sieht ab 2027 ein deutlich schlechteres Modell vor. Das Kabinett beschloss ihn am 29. Juli 2026, als Bundestags-Drucksache 21/7867 (ema-energiewelt.de, 2026).
Konkret soll die Marktprämie laut Entwurf künftig erst ab 25 kW verfügbar sein. Kleinere Neuanlagen bekämen stattdessen einen Direktvermarktungsbonus von 1,5 ct/kWh über vier Jahre, plus eine befristete Übergangszahlung. Die Fristen sind nach Anlagengröße gestaffelt: bis 50 kW ab 2027, bis 25 kW ab 2028, bis 7 kW ab 2029 (ema-energiewelt.de, 2026).
Das Gesetz ist noch nicht beschlossen. Bundestag und Bundesrat müssen noch zustimmen, und bis Ende 2026 läuft zusätzlich die EU-Beihilfegenehmigung für das aktuelle EEG aus. Für deine Beratung heißt das trotzdem: Wer eine größere Anlage noch 2026 ans Netz bringt, sichert sich die heute bekannten, planbaren Konditionen. Das gilt unabhängig davon, wie die Reform am Ende konkret ausfällt.
So berätst du deine Kunden zur freiwilligen Direktvermarktung: 5 Schritte
- Einspeiseanteil prüfen. Nur bei überwiegender Einspeisung, etwa Volleinspeisung, Zweitanlagen oder Freiflächenanlagen knapp unter 100 kWp, lohnt sich die Rechnung überhaupt.
- Jahreseinspeisung gegen die 15.000-kWh-Schwelle rechnen. Darunter lohnt sich freiwillige Direktvermarktung laut reduco.ai nur in Ausnahmefällen (reduco.ai, 2026).
- Messtechnik-Status klären. Ist bereits ein intelligentes Messsystem verbaut, entfallen Teile der Einmalkosten. Das verschiebt die Wirtschaftlichkeitsschwelle nach unten.
- Anbieter nach Mindestgröße und Gebührenmodell vergleichen. Eine variable Gebühr ohne Fixkosten passt besser zu kleineren Anlagen als ein Anbieter mit hoher Grundgebühr.
- Jahresende 2026 als Entscheidungsfenster nutzen. Wer noch unsicher ist, sollte die Inbetriebnahme nicht wegen der Direktvermarktungsfrage auf 2027 verschieben. Die 20-jährige Bestandssicherheit zählt stärker als ein möglicher Mehrerlös von wenigen Cent.
Weitere Modelle für Gewerbekunden, inklusive Contracting und Pachtmodellen, findest du in unserem Vergleich der Betreiber- und Finanzierungsmodelle für Gewerbe-PV.
Häufige Fehler bei der Beratung zur freiwilligen Direktvermarktung
Unsere Erfahrung zeigt, dass Solarteure oft nur den aktuellen Mehrerlös vergleichen, ohne den Aufwand für Anbieterwechsel und Vertragsprüfung einzupreisen. Bei 12 bis 36 Monaten Laufzeit und 3 bis 6 Monaten Kündigungsfrist lohnt sich ein Wechsel meist erst nach mehreren Jahren. Ein zweiter wiederkehrender Punkt: Kunden mit geringer Einspeisung werden zur Direktvermarktung beraten, statt zunächst die Eigenverbrauchsquote zu erhöhen, wo der Hebel meist deutlich größer ist. Ein dritter Punkt betrifft die Erwartungshaltung, die Marktprämie könne negativ werden. Das ist laut Formel ausgeschlossen, sorgt in der Praxis aber dennoch für Rückfragen beim Kunden.
FAQ
Wie funktioniert die PV-Direktvermarktung unter 100 kW? Unter 100 kWp ist Direktvermarktung freiwillig. Ein lizenzierter Vermarkter verkauft den eingespeisten Strom an der Börse und zahlt die Marktprämie aus, die Differenz zwischen anzulegendem Wert und Marktwert Solar (logicenergy.de, 2026). Seit 2025 ist dafür ab 7 kWp ein intelligentes Messsystem vorgeschrieben.
Ab welcher Anlagengröße ist Direktvermarktung Pflicht? Pflicht ist sie ab 100 kWp installierter Leistung. Die kolportierte Absenkung auf 25 kWp wurde im finalen Solarspitzengesetz 2025 nicht umgesetzt (enter.de, 2026).
Was ist ein PPA und wann lohnt es sich für Gewerbekunden? Ein Power Purchase Agreement ist ein bilateraler Stromliefervertrag statt der Vermarktung über die Spotbörse. PPA-Preise lagen im August 2026 laut enervis-Tracker bei 28 bis 40 Euro pro MWh für zehn Jahre Laufzeit (logicenergy.de, 2026). Details zu Vertragsmodellen findest du in unserem PPA-Leitfaden für Gewerbe-PV.
On-site vs. off-site PPA: welche Variante passt für Unternehmen? On-site-PPAs liefern den Strom direkt an einen Abnehmer auf demselben oder einem benachbarten Grundstück. Off-site-PPAs laufen über das öffentliche Netz zu entfernten Abnehmern. Unter 100 kWp ist meist die einfachere Marktprämie relevanter, da sich PPA-Verhandlungen erst ab größeren, planbaren Strommengen lohnen.
Was kostet eine freiwillige Direktvermarktung im ersten Jahr? Rechne mit 300 bis 800 Euro Gesamtkosten im ersten Jahr für Messtechnik, Steuerbox und Vermarktergebühr, je nach Anlagengröße und Anbieter (reduco.ai, 2026). Ob sich das lohnt, hängt direkt von der Jahreseinspeisung ab.
Wie wirkt sich die EEG-Reform 2027 auf bestehende Direktvermarktungsverträge aus? Bestandsanlagen mit Inbetriebnahme bis 31. Dezember 2026 behalten ihre heutige EEG-Vergütung für 20 Jahre. Der Regierungsentwurf betrifft in erster Linie Neuanlagen ab 2027 (ema-energiewelt.de, 2026). Bestehende Verträge sind von der Reform nicht rückwirkend betroffen.
Fazit
Freiwillige Direktvermarktung unter 100 kWp ist kein Nischenthema mehr. Für größere Aufdach- und Zweitanlagen ist sie eine reale Option, vorausgesetzt, die Jahreseinspeisung liegt deutlich über 15.000 kWh. Für kleinere Anlagen bleibt die feste Einspeisevergütung die bessere Wahl. Der Jahreswechsel 2026/2027 macht das Timing der Inbetriebnahme für viele Kunden ohnehin wichtiger als die Direktvermarktungsfrage selbst. Wer seinen Kunden jetzt eine klare Entscheidungsgrundlage liefert, verschafft sich einen echten Beratungsvorteil gegenüber Wettbewerbern, die das Thema erst 2027 aufgreifen.
Mehr zur Kombination von Direktvermarktung mit einem Batteriespeicher liest du in PV-Direktvermarktung mit Speicher kombinieren. Einen Überblick über Fördermittel für Gewerbe-PV findest du zusätzlich in Förderprogramme für gewerbliche Photovoltaik.
Quellen
- enter.de – Direktvermarktung Photovoltaik: Jetzt installieren oder bis 2027 warten? (abgerufen 09.10.2026)
- ema-energiewelt.de – EEG-Reform 2027: Einspeisevergütung & Direktvermarktung (abgerufen 09.10.2026)
- logicenergy.de – PV Direktvermarktung von PV-Strom 2026: Marktwerte, Marktprämie & Erlösstrategien (abgerufen 09.10.2026)
- reduco.ai – Direktvermarktung von PV-Strom: Lohnt sich das für Ihre Solaranlage? (abgerufen 09.10.2026)
- solarserver.de – Strommarkt 2025: Mehr Niedrigpreis- und Hochpreiszeiten (abgerufen 09.10.2026)
- pv-magazine.de – Photovoltaik-Erzeugung während negativer Strompreise: An manchen Tagen 90 Prozent (abgerufen 09.10.2026)
