Direktvermarktung ab 2027:
Was Solarstrom am Markt wirklich einbringt

Am 29. Juli 2026 hat das Bundeskabinett die EEG-Novelle beschlossen. Für neue Photovoltaikanlagen soll die feste Einspeisevergütung ab 2027 auslaufen und durch Direktvermarktung ersetzt werden. Damit hängt der Erlös aus jeder eingespeisten Kilowattstunde nicht mehr an einem gesetzlich festgelegten Satz, sondern daran, was der Strom in genau der Stunde wert ist, in der er erzeugt wird.

Genau das lässt sich ausrechnen. Wir haben stündliche Erzeugungsprofile für verschiedene Dachausrichtungen gegen die stündlichen Day-Ahead-Preise für Deutschland und Luxemburg aus dem Jahr 2025 gelegt, also 8.760 Stunden gegen 8.760 Preise. Alle Zahlen in diesem Beitrag stammen aus dieser Rechnung. Die Methodik steht am Ende.

Was sich nach dem Entwurf ändert

Der Kabinettsbeschluss ist ein Entwurf. Bundestag, Bundesrat und die EU-Kommission müssen noch zustimmen, Details können sich im Verfahren verschieben. Wie wir die Logik des Entwurfs schon im Frühjahr in unsere Kalkulation aufgenommen haben, steht in unserem Beitrag zum EEG-2027-Entwurf. Nach dem aktuellen Stand gilt für neue Anlagen:

Die entscheidende Frage lautet also nicht, ob 5,2 ct viel oder wenig sind. Sie lautet: Was zahlt der Markt danach?

Solarstrom ist zur falschen Zeit da

Der Mittelwert aller 8.760 Börsenstunden lag 2025 bei 8,93 ct/kWh. Eine Photovoltaikanlage erzielt diesen Mittelwert aber nicht, weil sie genau dann produziert, wenn alle anderen Anlagen auch produzieren. In unserer Rechnung erzielt ein Süddach mit 30 Grad Neigung 5,15 ct/kWh, also 58 Prozent des Marktmittels. Wer die 573 Stunden mit negativen Preisen nicht nur mit null, sondern mit ihrem tatsächlichen negativen Wert ansetzt, landet bei 4,84 ct/kWh.

Diese Rechnung lässt sich prüfen, denn die Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen mit dem Marktwert Solar genau diese Größe für den gesamten deutschen Anlagenbestand. Für 2025 weisen sie einen Jahresmarktwert von 4,508 ct/kWh aus, bei einem mittleren Spotmarktpreis von 8,932 ct/kWh. Unser Preismittel trifft diesen Wert auf die zweite Nachkommastelle. Unser Süddachwert liegt mit 4,84 ct/kWh rund sieben Prozent über dem amtlichen Marktwert, und das ist plausibel: Der amtliche Wert enthält den gesamten Bestand mit Flachdächern, Ost-West-Anlagen und Freiflächen in ganz Deutschland, unsere Rechnung dagegen ein gut ausgerichtetes Süddach an einem einzigen Standort. Unsere Zahlen bilden damit eher die freundliche Seite ab, nicht die pessimistische.

Der Effekt konzentriert sich exakt dort, wo die Anlage am meisten liefert. 26,9 Prozent der Jahreserzeugung eines Süddachs fielen in Stunden, in denen der Preis bei null oder darunter lag. 40,2 Prozent fielen in Stunden unter 2 ct/kWh. Zwischen Mai und Juli lag der Börsenpreis zwischen 12 und 14 Uhr im Mittel bei 0,81 ct/kWh.

Ost-West löst das Problem nicht

Ein verbreitetes Argument lautet: Wer nach Osten und Westen baut, produziert morgens und abends und umgeht damit das entwertete Mittagsfenster. Wir haben das durchgerechnet, und der Effekt ist messbar, aber klein.

Ost-West erzielt je Kilowattstunde 0,13 ct mehr als Süd, das sind 2,5 Prozent. Dafür liefert es 18 Prozent weniger Kilowattstunden. In Euro je installiertem Kilowatt bleibt Süd mit 53,4 EUR klar vor Ost-West mit 45,0 EUR, obwohl der Süd-Strom im Schnitt schlechter bezahlt wird.

Der Grund ist unangenehm einfach: Preisverfall und Negativstunden beschränken sich längst nicht mehr auf die Mittagsspitze. Sie ziehen sich über den ganzen hellen Tag. Bei Ost-West fielen 26,5 Prozent der Erzeugung in Stunden mit Preis null oder darunter, bei Süd 26,9 Prozent. Das ist praktisch kein Unterschied.

Die Übergangszahlung ist ungefähr der Marktpreis

Damit lässt sich der Entwurf einordnen. Die geplanten 5,2 ct/kWh liegen auf dem Niveau, das unser Süddach 2025 am Markt erzielt hätte, und rund 0,7 ct über dem amtlichen Jahresmarktwert Solar desselben Jahres. Die Übergangszahlung ist also weniger eine Förderung als eine Absicherung: Sie nimmt in den ersten 36 Monaten das Preisrisiko heraus, hebt das Erlösniveau aber kaum an.

Konkret für eine 10-kWp-Anlage auf einem Süddach mit rund 10.400 kWh Jahresertrag, von denen ohne Speicher typischerweise etwa zwei Drittel eingespeist werden, also rund 6.750 kWh:

Der Unterschied zwischen heute und dem Entwurf liegt bei dieser Anlage also in der Größenordnung von 170 EUR pro Jahr. Das ist spürbar, aber es ist nicht der Untergang, als der es gelegentlich beschrieben wird. Für Anlagen unter 25 kW kommt nach dem Entwurf zusätzlich der Direktvermarktungsbonus von 1,5 ct/kWh für bis zu 48 Monate dazu. Wie genau er mit der Übergangszahlung zusammenwirkt, ist im Entwurf noch nicht abschließend geklärt.

Wichtiger als der Startwert ist, was danach kommt. Nach spätestens 36 Monaten zählt nur noch der Marktwert, und davon gehen die Kosten der Vermarktung ab: die Gebühr des Direktvermarkters sowie das Entgelt für das intelligente Messsystem. Am Markt sind derzeit rund 1 ct/kWh oder eine Monatspauschale für Kleinanlagen üblich. Bei rund 300 bis 350 EUR Jahreserlös ist das kein Rundungsfehler, sondern ein Fünftel oder mehr. Eine Fraunhofer-Analyse kommt zu dem Schluss, dass Gebühren bei Kleinanlagen bis zu 69 Prozent der möglichen Erlöse aufzehren können.

Was echte Anbieter davon abziehen

Der Marktwert ist das, was der Strom an der Börse einbringt. Was auf dem Konto des Betreibers landet, ist etwas anderes. Der Markt für kleine Anlagen entsteht gerade erst, und die Konditionen unterscheiden sich deutlich.

Für unsere 10-kWp-Anlage mit 6.750 kWh Einspeisung heißt das, gerechnet mit dem amtlichen Marktwert Solar 2025 und den veröffentlichten Kosten der herstellerunabhängigen Variante: rund 304 EUR Bruttoerlös, davon gehen 45 EUR für das Messsystem und 60 EUR für die Software ab, es bleiben rund 199 EUR. Im ersten Jahr kommt der Einbau mit 70 EUR dazu, dann sind es rund 129 EUR. Die Spanne des Vermarkters ist darin noch nicht enthalten, weil sie nicht veröffentlicht wird. Die 199 EUR sind also eine Obergrenze, kein Ergebnis. Zum Vergleich: Mit fester Vergütung wären es rund 520 EUR.

Dazu kommt ein Wettbewerbsproblem, das sich nicht an der Zahl der Anbieter ablesen lässt, sondern an der Bindung. Wer bei sonnen oder 1Komma5 vermarktet, kann den Vermarkter nicht wechseln, ohne die Hardware zu wechseln. Ein Preisvergleich ist damit für den Betreiber praktisch nicht möglich. Herstellerunabhängige Angebote sind bisher die Ausnahme und starten überwiegend erst 2027. Dass enviaM mit einer garantierten Besserstellung gegenüber der Einspeisevergütung wirbt, zeigt aber, dass Wettbewerb sofort wirkt, sobald ihn jemand eröffnet.

Und es gibt eine Stelle, an der die Abrechnung besonders schwer nachprüfbar ist. Wer nach dem monatlichen Marktwert Solar vergütet wird, bekommt einen Durchschnitt über den gesamten deutschen Anlagenbestand, nicht den Wert der eigenen Anlage. Unsere Rechnung oben zeigt, dass ein gut ausgerichtetes Süddach rund sieben Prozent über diesem Durchschnitt liegt. Wer eine Batterie hat und abends einspeist, liegt deutlich darüber. Diese Differenz sieht der Betreiber nicht, solange er den erzielten Marktwert seiner eigenen Anlage nicht kennt. Genau der lässt sich aber ausrechnen, aus Dachgeometrie, Stundenprofil und Preisreihe.

Der eigentliche Hebel liegt woanders

Dieselben Daten zeigen, wo der Wert tatsächlich entsteht. Zwischen 11 und 15 Uhr lag der Börsenpreis 2025 im Mittel bei 5,38 ct/kWh, zwischen 18 und 21 Uhr bei 12,66 ct/kWh. Jede Kilowattstunde, die vom Mittag in den Abend verschoben wird, ist am Markt also im Schnitt 7,3 ct mehr wert.

Noch deutlicher wird es beim Eigenverbrauch. Eine selbst genutzte Kilowattstunde ersetzt Netzbezug zu rund 30 ct. Eine eingespeiste Kilowattstunde bringt nach dem Übergangsfenster rund 5 ct. Das ist der Faktor sechs, und er wird durch den Systemwechsel nicht kleiner, sondern größer. Dazu kommt die geplante Einspeisebegrenzung auf 50 Prozent, die Erzeugung, die nicht selbst genutzt oder gespeichert wird, in Spitzenzeiten schlicht abschneidet.

Was heißt das für die Entscheidung jetzt?

Wer bis zum 31. Dezember 2026 in Betrieb geht, bekommt nach dem aktuellen Stand noch 20 Jahre feste Vergütung. Das ist ein kalkulierbarer Vorteil, aber kein Grund für eine überstürzte Entscheidung: Der Unterschied liegt bei einer typischen Hausanlage in der Größenordnung von 170 EUR im Jahr, während ein schlecht geplantes oder überteuertes Angebot leicht ein Vielfaches davon kostet.

Sinnvoller ist, die Auslegung an den neuen Regeln auszurichten. Das heißt: Eigenverbrauch ehrlich abschätzen statt schönrechnen, Speichergröße am tatsächlichen Abendbedarf bemessen, und die Wirtschaftlichkeit nicht mit einem pauschalen Vergütungssatz rechnen, sondern stundenweise.

Genau das machen wir in unserer Planung. Die Erzeugung wird nicht aus einer Faustformel je Quadratmeter abgeleitet, sondern aus der tatsächlichen Geometrie des Daches, mit Ausrichtung und Neigung jeder einzelnen Fläche, und anschließend stundenweise gegen Verbrauch und Preise gerechnet. Wer das für das eigene Haus sehen will, kann die PV-Anlage direkt berechnen oder nachlesen, ob sich eine PV-Anlage überhaupt lohnt.

Methodik und Datenquellen

Erzeugungsprofile: PVGIS 5 der Europäischen Kommission, Strahlungsdaten SARAH3, Wetterjahr 2023, Standort Ostthüringen bei 50,88 Grad Nord und 12,08 Grad Ost, 30 Grad Neigung, 14 Prozent Systemverluste, jeweils 1 kWp je Ausrichtung. Die Stundenwerte wurden von UTC auf die Zeitzone Europe/Berlin umgerechnet.

Preise: stündliche Day-Ahead-Preise für die Gebotszone Deutschland/Luxemburg für das Kalenderjahr 2025, 8.760 Werte, aus dem Datenbestand unserer Anwendung. Mittelwert 8,93 ct/kWh, 573 Stunden mit negativem Preis. Der erzielte Marktwert ist der mit der stündlichen Erzeugung gewichtete Preis, wobei negative Stunden mit null bewertet werden, weil dafür nach der geltenden Regelung keine Vergütung fließt.

Gegenprüfung: Die Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen auf netztransparenz.de den Marktwert Solar, also denselben Rechenweg für den gesamten deutschen Anlagenbestand. Für 2025 liegt der Jahresmarktwert bei 4,508 ct/kWh, der mittlere Spotmarktpreis bei 8,932 ct/kWh. Unser Preismittel von 8,93 ct/kWh deckt sich damit. Unser Süddachwert von 4,84 ct/kWh, bei dem negative Stunden auch negativ gerechnet werden, liegt rund sieben Prozent über dem amtlichen Wert für den Gesamtbestand. Alle Aussagen dieses Beitrags gelten damit eher für ein gut ausgerichtetes Dach als für den Durchschnitt.

Grenzen der Rechnung: Erzeugungsjahr und Preisjahr stammen aus unterschiedlichen Jahren, dadurch geht ein Teil der Korrelation zwischen sonnigen Tagen und niedrigen Preisen verloren. In der Realität dürfte der Anteil der Erzeugung in billigen Stunden daher eher etwas höher liegen. Nicht berücksichtigt sind Profil- und Ausgleichsenergiekosten, Gebühren der Direktvermarkter, Messentgelte, Abregelung sowie Steuern. Die Preise 2027 und danach sind unbekannt, 2025 dient als Referenzjahr, nicht als Prognose. Dieser Beitrag ist keine Rechts- oder Finanzberatung.

Quellenbasis für diesen Beitrag

• Bundesregierung, Kabinett beschließt EEG-Novelle und Netzpaket, 29. Juli 2026.
• Solaranlage-Ratgeber, EEG-Novelle: die neuen Übergangsregeln, Stand August 2026.
• Bundesnetzagentur, Angaben zum Rollout intelligenter Messsysteme, Stand Ende 2025.
• Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie, Der Jahresmarktwert Solar 2025, auf Basis der Veröffentlichungen der Übertragungsnetzbetreiber auf netztransparenz.de.
• zfk, Solarstrom ohne Förderung: Diese Anbieter vermarkten kleine PV-Anlagen, 2026.
• photovoltaik.eu, Drei Unternehmen kooperieren bei der Direktvermarktung kleiner Solaranlagen, 2026.
• Sunshine Energy, Direktvermarktung Photovoltaik: Marktprämie, Kosten und PPA, zu den Gebührenmodellen ab 100 kWp.
• Eigene Auswertung: PVGIS 5 (SARAH3, 2023) gegen stündliche Day-Ahead-Preise DE/LU 2025.