Die Direktvermarktung von Photovoltaik wird für neue Anlagen ab 25 kW zum Normalfall. Voraussetzung ist, dass der Bundestag den Regierungsentwurf zum EEG 2027 beschließt. Die bisherige Einspeisevergütung schafft der Entwurf für neue Anlagen ab. Wer unter 100 kW keine Vermarktung wählt, landet in der unentgeltlichen Abnahme und erhält für eingespeisten Strom nichts.
Viele Betriebe fragen deshalb, ob sie ihre Anlage noch 2026 ans Netz bringen sollten. Die Antwort hängt jedoch weniger vom Datum ab als vom eigenen Verbrauch. Denn eingespeister Strom bringt künftig wenig, selbst genutzter Strom spart dagegen den vollen Bezugspreis. Außerdem bestehen neben der Direktvermarktung weitere Möglichkeiten: Speicher, Lastverschiebung, Energy Sharing, Mieterstrom, Netzausbau und steuerliche Hebel wie die Abschreibung.
Grundlage ist der Regierungsentwurf des Bundeswirtschaftsministeriums zum EEG 2027. Er soll am 01.01.2027 in Kraft treten. Bis zum Beschluss können sich Details also noch ändern.
Direktvermarktung Photovoltaik: Was sich 2027 ändert
Der Entwurf ersetzt die feste Einspeisevergütung für neue Anlagen durch drei Wege. Welcher Weg offensteht, hängt von der Anlagengröße und vom Jahr der Inbetriebnahme ab.
| Veräußerungsform | Für wen | Zahlung laut Entwurf |
|---|---|---|
| Direktvermarktung mit Marktprämie | neue Anlagen ab 25 kW | Marktprämie auf Basis von 6,2 ct/kWh anzulegendem Wert |
| Befristete Übergangszahlung | unter 50 kW bei Start vor 2028, unter 25 kW vor 2029, unter 7 kW vor 2031 | anzulegender Wert minus 1 ct/kWh, höchstens 36 Monate |
| Unentgeltliche Abnahme | unter 100 kW ohne andere Zuordnung | Anspruch null |
Für Betriebsdächer zwischen 25 und 100 kW ist das ein Einschnitt. Bisher konnten sie die Einspeisevergütung einfach laufen lassen. Künftig müssen sie aktiv einen Direktvermarkter beauftragen, sonst geht der Überschuss ohne Vergütung ins Netz. Anlagen unter 25 kW erhalten zusätzlich einen Bonus von 1,5 ct/kWh, wenn sie direkt vermarkten.
Für bestehende Anlagen gilt laut § 100 des Entwurfs Bestandsschutz. Wer vor dem 01.01.2027 in Betrieb geht, bleibt bei den bisherigen Regeln.
Was die Direktvermarktung technisch und vertraglich verlangt
Direktvermarktung bedeutet vor allem Technik und Vertrag. Der Entwurf verlangt Fernsteuerbarkeit für alle direkt vermarkteten Neuanlagen, unabhängig von ihrer Größe. Bisher galt diese Pflicht erst oberhalb von 25 kW.
Zudem müssen Direktvermarkter und Betreiber im Vertrag zwei Punkte regeln:
- einen Schwellenwert, ab dem der Vermarkter die Anlage bei niedrigen Börsenpreisen ferngesteuert abregelt,
- die Kostentragung, falls der Vermarkter diese Abregelung nicht vornimmt.
Hinzu kommt eine harte Grenze für kleinere Anlagen. Solaranlagen unter 100 kW, die einspeisen, dürfen am Netzpunkt dauerhaft nur 50 Prozent ihrer Leistung abgeben. Das gilt unabhängig von Messsystem und Veräußerungsform.
Die Messtechnik spielt dabei eine zentrale Rolle. Welche Pflichten hier bereits gelten, erklärt der Beitrag Smart Meter Pflicht im Gewerbe: Was Betriebe wissen müssen.
Für die Auswahl eines Direktvermarkters zählen deshalb mehrere Punkte: Grundgebühr, Abschlag je Kilowattstunde, vereinbarter Abregel-Schwellenwert, Laufzeit und Kündigungsfristen. Ebenso wichtig ist, ob der Vermarkter auch einen Batteriespeicher einbinden kann.
Eigenverbrauch, Speicher und Lastverschiebung zuerst
Der wirtschaftlich stärkste Hebel bleibt der Eigenverbrauch. Jede selbst genutzte Kilowattstunde ersetzt Netzstrom zum vollen Bezugspreis. Eingespeister Strom bringt dagegen nur noch Marktprämie, Börsenerlös oder im Zweifel null.
Daher gehört vor jede Vermarktungsfrage eine Lastanalyse. Sie zeigt, wann der Betrieb Strom braucht und wann die Anlage Überschuss erzeugt. Erst danach lässt sich sinnvoll entscheiden, wie groß Anlage und Speicher sein sollten.
Drei Werkzeuge verschieben Verbrauch in die Sonnenstunden:
- Lastmanagement, das Maschinen, Kühlung oder Ladepunkte gezielt in Mittagsstunden legt,
- ein Batteriespeicher, der Überschüsse für Abend und Nacht vorhält,
- ein dynamischer Stromtarif, der günstige Netzstunden nutzbar macht.
Seit dem 01.01.2025 müssen alle Stromlieferanten einen dynamischen Tarif anbieten, sofern ein intelligentes Messsystem vorhanden ist. Das regelt § 41a des Energiewirtschaftsgesetzes. Für Betriebe mit Speicher entsteht dadurch ein zweiter Nutzen. Der Speicher kann nämlich auch bei niedrigen Netzpreisen laden und so zusätzlich Kosten senken.
Bestehende Speicher sollten Betriebe zudem neu prüfen. Wenn Verbrauch oder Fuhrpark gewachsen sind, kann eine Erweiterung oder ein zweiter Speicher sinnvoll sein.
Energy Sharing, Mieterstrom und Netzanschluss
Neben Eigenverbrauch und Direktvermarktung gibt es weitere Wege, Solarstrom vor Ort zu nutzen. Allerdings passt nicht jeder Weg zu jedem Betrieb.
Energy Sharing erlaubt seit dem 01.06.2026 die gemeinsame Nutzung von Solarstrom über das öffentliche Netz. Das regelt § 42c des Energiewirtschaftsgesetzes. Kleine und mittlere Unternehmen dürfen als Abnehmer teilnehmen. Der Betrieb der Anlage selbst darf jedoch nicht überwiegend gewerblichen Zwecken dienen.
Mieterstrom bleibt laut Entwurf erhalten, einschließlich Mieterstromzuschlag. Er gilt auch für Gebäude, die keine Wohngebäude sind. Damit kommen etwa vermietete Gewerbeflächen in Betracht.
Eine Nulleinspeisung ist eine Option, wenn der Netzbetreiber zunächst keine ausreichende Kapazität bereitstellt. Wie das technisch funktioniert, zeigt der Beitrag PV-Anlage ohne Einspeisung richtig planen.
Vorher lohnt aber ein Blick auf den Netzanschluss. Nach § 12 EEG müssen Netzbetreiber ihr Netz auf Verlangen unverzüglich optimieren, verstärken und ausbauen. Die Kosten dafür trägt laut § 17 EEG der Netzbetreiber. Eine Anfrage zur Netzerweiterung gehört deshalb früh in die Planung.
Abschreibung und Steuer: Eigenbedarf oder Geschäft
Neben den Erlösen beeinflussen steuerliche Regeln die Wirtschaftlichkeit deutlich. Gerade bei Planungen für 2027 lohnt deshalb ein genauer Blick auf Abschreibung und Investitionsabzugsbetrag.
- Degressive Abschreibung: Für bewegliche Wirtschaftsgüter, angeschafft nach dem 30.06.2025 und vor dem 01.01.2028, ist sie wieder möglich. Der Satz beträgt höchstens das Dreifache des linearen Satzes und maximal 30 Prozent (§ 7 Abs. 2 EStG).
- Investitionsabzugsbetrag: Betriebe bis 200.000 Euro Gewinn ziehen bis zu 50 Prozent der geplanten Kosten vorab ab (§ 7g EStG).
- Sonderabschreibung: Zusätzlich sind bis zu 40 Prozent möglich, verteilt auf das Anschaffungsjahr und vier Folgejahre (§ 7g Abs. 5 EStG).
Entscheidend ist dabei die Frage, was Eigenbedarf und was Geschäft ist. Investitionsabzugsbetrag und Sonderabschreibung setzen eine ausschließlich oder fast ausschließlich betriebliche Nutzung voraus. Gleichzeitig befreit § 3 Nr. 72 EStG Einnahmen aus Anlagen bis 30 kWp je Wohn- oder Gewerbeeinheit von der Steuer. Insgesamt gilt dabei eine Grenze von 100 kWp je Steuerpflichtigem.
Diese Einordnung sollten Betriebe mit ihrer Steuerberatung klären, und zwar vor der Bestellung.
Einordnung aus der Praxis
Die Darstellung im Beitrag von pv magazine ist mir etwas zu flach und zu einseitig. Es heißt zwar, man müsse etwas ändern. Aber es wird zu wenig an Möglichkeiten gedacht. Wer heute für 2027 und später plant, sollte vor allem die indirekte Förderung in den Fokus nehmen. Dazu zählen Abschreibung und Lastverschiebung.
Je nach Konstruktion, Stand und Eigenbedarf empfehle ich nicht automatisch die schnelle Umsetzung in 2026. Denn EEG-Zahlungen sollten heute längst kein wirtschaftlicher Bestandteil mehr sein. Der beste Punkt ist Eigenverbrauch, Eigenverbrauch, Eigenverbrauch. Über Direktvermarktung sollte man unbedingt nachdenken. Gegebenenfalls kommen Energy Sharing oder Mieterstrom hinzu, sofern möglich.
Gegebenenfalls muss ein Betrieb seine Situation neu bewerten und sein Handeln anpassen. Dazu gehört auch die Prüfung, ob ein Batteriespeicher vergrößert oder ergänzt werden muss. Dynamischen Strom würde ich gegebenenfalls ebenso einbinden, auch aus finanziellen Gründen. Denn der Batteriespeicher verdient Geld, wenn man die Direktvermarktung einbindet. Trotzdem ist eigenen Strom zu speichern statt Netzstrom zu beziehen meistens die wirtschaftlichere Lösung. Das passende Lastmanagement und die Lastverschiebung sind dabei ein ganz wichtiger Faktor.
Eine Nulleinspeisung würde ich dann machen, wenn der Netzbetreiber zunächst nicht ausreichend Netz zur Verfügung stellt. Eine mögliche Netzerweiterung sollte man aber grundsätzlich prüfen. Außerdem gehören die steuerrechtlichen Fragen immer wieder auf den Tisch: Was ist Eigenbedarf, und was ist Geschäft?
Fazit: Direktvermarktung als ein Baustein von mehreren
Die Direktvermarktung von Photovoltaik wird ab 2027 für viele Betriebe Pflicht, wenn sie für Überschüsse noch Geld erhalten wollen. Sie ist aber nur ein Baustein. Den größten Effekt haben weiterhin Eigenverbrauch, Speicher und Lastverschiebung. Hinzu kommen steuerliche Hebel, die zum Teil nur bis Ende 2027 gelten.
Viele Betriebe stehen deshalb vor einer Rechenaufgabe mit mehreren Unbekannten: Anlagengröße, Speicher, Tarif, Vermarktung und Steuer. Eine belastbare Antwort entsteht erst, wenn alle Bausteine zusammen betrachtet werden. Die herstellerunabhängige Photovoltaik-Beratung für Unternehmen verbindet diese Punkte zu einem Konzept. Für die steuerliche Seite bietet die Seite zum Investitionsabzugsbetrag für Photovoltaik eine Prüfung. Eine erste Einschätzung zu Ertrag und Kosten liefern zudem der PV-Kostenrechner und die KI-Vorprüfung PVpilot.
Weiterführende Beiträge:
- EEG-Novelle 2027 Photovoltaik: Regeln und offene Punkte
- Gewerbespeicher und Flexibilitätsvermarktung im Check
- Negative Strompreise: So schützt intelligentes Energiemanagement
Häufige Fragen zur Direktvermarktung von Photovoltaik
Gilt die Pflicht zur Direktvermarktung auch für bestehende PV-Anlagen?
Nein, bestehende Anlagen behalten laut Regierungsentwurf ihre bisherigen Regeln. Paragraf 100 des Entwurfs schützt alle Anlagen, die vor dem 01.01.2027 in Betrieb gehen. Sie erhalten also weiterhin die Vergütung nach dem EEG in der Fassung vom 31.12.2026. Allerdings gilt das nur für die bestehende Anlage. Wer später erweitert, sollte deshalb prüfen, welche Regeln für den neuen Teil gelten.
Lohnt sich die Direktvermarktung für Photovoltaik unter 25 kW?
Für kleine Anlagen sieht der Entwurf einen Anreiz vor. Betreiber von Anlagen unter 25 kW erhalten 1,5 ct/kWh Bonus, wenn sie den Strom direkt vermarkten. Der Bonus läuft höchstens 48 Monate ab der ersten Zuordnung zur Direktvermarktung. Er endet zudem, sobald die Anlage in die Netzbetreiberabnahme wechselt. Ob sich das rechnet, hängt vor allem von den Gebühren des Vermarkters ab.
Wer entscheidet, wann ein Direktvermarkter die Anlage abregelt?
Das legen Betreiber und Direktvermarkter künftig gemeinsam im Vertrag fest. Der Entwurf verlangt einen Schwellenwert, der sich an Strommarktpreisen orientiert. Ab diesem Wert darf der Vermarkter die Einspeisung ferngesteuert drosseln. Außerdem muss der Vertrag regeln, wer zahlt, falls die Abregelung ausbleibt. Betreiber sollten diesen Punkt daher vor der Unterschrift genau lesen.
Was passiert ohne Einspeisung mit dem Zahlungsanspruch?
Ohne Einspeisung entsteht kein Zahlungsanspruch aus der Netzbetreiberabnahme. Der Entwurf knüpft die Zahlung nämlich an Kalendermonate, in denen Strom ins Netz fließt. Bei einer Nulleinspeisung entfällt somit auch die Frage nach Übergangszahlung oder unentgeltlicher Abnahme. Stattdessen zählt allein der Wert des selbst genutzten Stroms. Deshalb braucht eine solche Anlage eine besonders genaue Lastanalyse.
Wer zahlt, wenn der Netzbetreiber das Netz ausbauen muss?
Die Kosten für Optimierung, Verstärkung und Ausbau des Netzes trägt der Netzbetreiber. Das regelt Paragraf 17 EEG. Der Anspruch auf den Ausbau besteht nach Paragraf 12 EEG allerdings nur auf Verlangen des Einspeisewilligen. Betriebe sollten ihre Anfrage daher schriftlich stellen.
Ab wann funktioniert Energy Sharing über Netzgebiete hinweg?
Zunächst gilt Energy Sharing nur innerhalb des Bilanzierungsgebiets eines Verteilnetzbetreibers. Ab dem 01.06.2028 kommt das direkt angrenzende Netzgebiet hinzu, sofern es in derselben Regelzone liegt. Voraussetzung ist außerdem eine viertelstündliche Messung bei Anlage und Abnehmern. Zudem braucht jeder Abnehmer einen Liefervertrag und einen Vertrag zur gemeinsamen Nutzung.
Gilt der Mieterstromzuschlag auch zwischen verbundenen Unternehmen?
Nein, bei Gebäuden, die keine Wohngebäude sind, entfällt der Anspruch in diesem Fall. Laut Entwurf gibt es keinen Mieterstromzuschlag, wenn Anlagenbetreiber und Stromabnehmer verbundene Unternehmen sind. Maßgeblich ist dafür die Definition im EU-Beihilferecht. Eine Konstruktion innerhalb einer Unternehmensgruppe sollte daher vorab rechtlich geprüft werden.
Lassen sich degressive Abschreibung und Sonderabschreibung kombinieren?
Ja, das Einkommensteuergesetz erlaubt die Sonderabschreibung neben der linearen oder degressiven Abschreibung. Das steht in Paragraf 7g Absatz 5 EStG. Beide Wege zusammen verlagern einen großen Teil der Kosten in die ersten Jahre. Allerdings gilt die degressive Abschreibung nur für Anschaffungen bis zum 31.12.2027. Wer für 2027 plant, sollte deshalb den Lieferzeitpunkt im Blick behalten.
Wie lange bleibt nach einem Investitionsabzugsbetrag Zeit für die Investition?
Nach dem Abzug bleiben drei Wirtschaftsjahre für die Anschaffung. Erfolgt sie bis zum Ende des dritten Folgejahres nicht, macht das Finanzamt den Abzug rückgängig. Eine vorzeitige Rücknahme ist jedoch zulässig. Betriebe können den Abzug also auch dann nutzen, wenn der genaue Termin der PV-Anlage noch offen ist.
Braucht die Direktvermarktung von Photovoltaik einen dynamischen Stromtarif?
Nein, beides sind getrennte Verträge. Die Direktvermarktung betrifft den eingespeisten Strom, der dynamische Tarif hingegen den Strombezug. Für Betriebe mit Speicher kann die Kombination dennoch sinnvoll sein. Der Speicher lädt dann zum Beispiel aus der eigenen Anlage oder in günstigen Netzstunden. Der dynamische Tarif setzt allerdings ein intelligentes Messsystem voraus.