Die Zukunft der Energieversorgung
Die Energiewelt verändert sich rasant: Neue gesetzliche Regelungen, intelligente Stromtarife und digitale Energiemanagementsysteme eröffnen Betreiberinnen und Betreibern von Photovoltaikanlagen immer mehr Möglichkeiten, ihren Strom wirtschaftlich zu nutzen.
In diesem Beitrag erklären wir die wichtigsten Entwicklungen rund um Direktvermarktung, § 14a EnWG, Energy Sharing, MiSpeL und das geplante EEG 2027 – verständlich, praxisnah und mit Blick auf die Frage: Was bedeutet das konkret für mich als Anlagenbetreiber?
Was ist Direktvermarktung?
Wenn Ihre Solaranlage mehr Strom produziert, als Sie selbst verbrauchen, wird der überschüssige Strom ins öffentliche Netz eingespeist. Für diese Einspeisung erhalten Sie eine entsprechende Vergütung.
Bisher erfolgt dies meist über die klassische EEG-Einspeisevergütung: Der Netzbetreiber zahlt Ihnen dabei über 20 Jahre einen gesetzlich festgelegten Betrag pro eingespeister Kilowattstunde.
Eine Alternative dazu ist die sogenannte Direktvermarktung. Dabei übernimmt nicht der Netzbetreiber den Verkauf Ihres Stroms am Energiemarkt, sondern ein spezialisierter Direktvermarkter.
Dabei wird zwischen zwei Varianten unterschieden: “Geförderte Direktvermarktung” und “Sonstige Direktvermarktung”
Geförderte Direktvermarktung (Marktprämienmodell)
Bei der geförderten Direktvermarktung, auch Marktprämienmodell genannt, erhalten Sie den aktuellen Börsenstrompreis (den sogenannten „Marktwert Solar") für Ihren eingespeisten Strom. Liegt dieser unter dem gesetzlich festgelegten anzulegenden Wert, gleicht der Staat über den zuständigen Netzbetreiber die Differenz durch eine gleitende Marktprämie aus – dadurch sind Sie finanziell mindestens genauso gut gestellt wie bei der klassischen EEG-Vergütung.
Sonstige Direktvermarktung
Bei der sonstigen Direktvermarktung entfällt die staatlich geförderte Marktprämie. Diese Variante ist vor allem für Anlagen interessant, deren EEG-Förderung bereits ausgelaufen ist – sogenannte Post-EEG-Anlagen. Statt einer garantierten Vergütung erhalten entweder:
- den aktuellen Börsenstrompreis oder
- ein individuell vereinbartes Entgelt mit dem Direktvermarkter.
Was bedeutet das für Sie?
Aktuell lohnt sich die Direktvermarktung vor allem für größere Anlagen über 100kWp. Bei kleineren Anlagen sind die Verwaltungs- und Vermarktungskosten derzeit oft noch vergleichsweise hoch.
Mit Blick auf das geplante EEG 2027 [Link zu Abschnitt EEG27] könnte sich das jedoch ändern – insbesondere dann, wenn die Direktvermarktung künftig auch für kleinere Anlagen verpflichtend sowie die Förderstruktur neu gestaltet wird.
Was steckt hinter § 14a EnWG?
Wenn Sie Strom aus dem Netz beziehen, zahlen Sie neben dem eigentlichen Strompreis auch Netzentgelte – eine Art Transportgebühr für die Nutzung des Stromnetzes. Der § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) gibt die Möglichkeit, auf diese Netzentgelte eine dauerhafte Reduzierung zu erhalten – als Gegenleistung dafür, dass Ihre Geräte in seltenen Ausnahmesituationen vom Netzbetreiber kurzzeitig gedrosselt werden dürfen.
Welche Geräte gelten als steuerbare Verbrauchseinrichtungen?
Dazu zählen unter anderem:
- Stromspeicher
- Wärmepumpen
- Wallboxen
- fest installierte Klimaanlagen
Für Anlagen, die ab dem 1. Januar 2024 in Betrieb genommen wurden, ist die Teilnahme verpflichtend. Ältere Bestandsanlagen können freiwillig angemeldet werden und profitieren ebenfalls von der Förderung. Dabei können Sie zwischen drei verschiedenen Varianten für die Netzentgeltreduzierung wählen:
Modul 1 – Pauschale Reduzierung
Sie erhalten einen festen jährlichen Rabatt auf Ihre Netzentgelte. Die Höhe der Entlastung hängt vom jeweiligen Netzentgelt deines örtlichen Netzbetreibers ab und liegt laut Bundesnetzagentur zwischen 110 € und 190 € brutto im Jahr. Modul 1 ist der Standard: Wer kein Modul auswählt, wird automatisch hier eingestuft.
Modul 2 – Prozentuale Arbeitspreisreduzierung
Im Modul 2 zahlen Sie für Ihre steuerbaren Verbrauchseinrichtungen nur 40 Prozent der an Ihrem Wohnort geltenden Netzentgelte. Voraussetzung ist jedoch ein separater Stromzähler. Dieses Modul lohnt sich vor allem bei sehr hohem Stromverbrauch, beispielsweise bei großen Wärmepumpen.
Modul 3 – Zeitvariables Netzentgelt (Ergänzungsmodul zu Modul 1)
Hier gelten bei den Netzbetreibern unterschiedliche Preisstufen innerhalb eines Tages: Bei geringer Netzauslastung zahlen Sie weniger, bei hoher Netzauslastung entsprechend mehr. Modul 3 gibt es nur als Zusatzbaustein zu Modul 1 und setzt außerdem ein intelligentes Messsystem (Smart Meter) voraus. In Kombination mit unserem Energiemanagementsystem SENEC.PowerPilot lässt sich der Verbrauch Ihrer steuerbaren Geräte automatisch in die günstigen Zeitfenster verschieben – das spart zusätzlich Stromkosten.
Was bedeutet das für Sie mit uns als Stromlieferant?
Die reduzierten Netzentgelte werden bei allen unseren Tarifen direkt in Ihrer Stromabrechnung berücksichtigt und transparent für Sie ausgewiesen. Die Anmeldung Ihrer Anlage übernimmt in der Regel Ihr Elektroinstallateur direkt beim Netzbetreiber – Sie musst sich selbst nicht darum kümmern.
Was bedeutet die „Drosselung" für Sie konkret?
Ihre Versorgungssicherheit steht dabei an erster Stelle: Es wird stets eine Mindestleistung von 4,2 kW pro steuerbarem Verbraucher garantiert, der normale Haushaltsbedarf bleibt davon völlig unberührt. In der Praxis sind solche Eingriffe durch den Netzbetreiber außerdem sehr selten.
Was ist Energy Sharing?
Ab dem 1. Juni 2026 können Betreiberinnen und Betreiber einer Photovoltaikanlage sogenannte Energy Sharing Communities gründen und auf diese Wiese überschüssigen Strom direkt bspw. an Nachbarn verkaufen.
Wie funktioniert eine Energy Sharing Community (ESC)?
Eine Energy Sharing Community ermöglicht die gemeinschaftliche Nutzung von überschüssigen Solarstrom über Grundstücksgrenzen hinweg – zunächst innerhalb eines gemeinsamen Netzgebiets. Dazu wird in der ESC zwischen dem Anlagenbetreiber und den Stromnutzern ein Vertrag geschlossen. Jede teilnehmende Person bleibt Kundin oder Kunde eines Stromversorgers, der den Restbedarf deckt. Das bedeutet: Energy Sharing ersetzt keine vollständige Stromversorgung, sondern ergänzt sie – immer dann, wenn die Anlage gerade Strom produziert.
Voraussetzungen für die Teilnahme
Voraussetzung für eine Teilnahme ist eine Leistungsmessung auf Basis von 15-Minuten-Werten über ein intelligentes Messsystem (Smart Meter). Das Teilen von Strom ist außerdem auf erneuerbare Energien beschränkt – also z. B. Solarstrom aus Photovoltaikanlagen.
Welche Herausforderungen gibt es aktuell noch?
Die standardisierten Meldeprozesse beim Netzbetreiber befinden sich derzeit noch im Aufbau, was die praktische Umsetzung zunächst auf gut vorbereitete Pilotprojekte beschränkt.
Was bedeutet das für Anlagenbetreiber?
Die energieerzeugenden Anlagen einer ESC ist von den meisten Lieferantenpflicht befreit. Bisher musste, wer Strom über das öffentliche Netz an andere lieferte, vollständige Lieferantenpflichten erfüllen – das war für Privatpersonen praktisch nicht umsetzbar. Diese Hürde entfällt nun weitgehend.
Was bedeutet das für Sie mit uns als Stromlieferant?
Wir beobachten die Entwicklung sehr genau. Sobald Energy Sharing in Ihrem Netzgebiet möglich ist, werden wir prüfen, ob wir die komplexen Abwicklungsprozesse – von der Bilanzierung bis zur Abrechnung – übernehmen können. Damit können Sie sich auf das Wesentliche konzentrieren: Ihren Strom sinnvoll zu teilen.
Was ist Arbitragehandel nach MiSpeL?
Strom ist nicht immer gleich teuer: Wenn viel Sonne und Wind Energie ins Netz einspeisen, fallen die Börsenpreise – manchmal sogar ins Negative. Arbitragehandel bedeutet, diese Preisunterschiede gezielt zu nutzen: Strom günstig einspeichern und zu höheren Preisen wieder ins Netz abgeben.
Damit dieses Modell für Privatpersonen mit Solaranlage und Heimspeicher möglich wird, hat die Bundesnetzagentur das Regelwerk MiSpeL – kurz für „Marktintegration von Speichern und Ladepunkten" – entwickelt.
Warum brauchte es MiSpeL überhaupt?
Bisher galt eine strikte Alles-oder-nichts-Regel: Nur wenn ein Speicher ausschließlich mit erneuerbarem Strom geladen wurde, konnte die daraus resultierende Netzeinspeisung eine EEG-Förderung erhalten. Sobald auch Netzstrom eingespeichert wurde, entfiel die Förderfähigkeit vollständig. MiSpeL löst dieses Problem: Künftig können Speicher gleichzeitig Strom aus erneuerbaren Energien und Netzstrom aufnehmen, ohne dass die EEG-Förderung für den erneuerbaren Anteil verloren geht.
Wie funktioniert das konkret?
Durch die Verlagerung Ihrer Netzeinspeisung in Zeiten höherer Marktpreisen profitieren sie von höheren Erträgen. Besonders lukrativ wird es, wenn:
- der Speicher oder das Elektrofahrzeug in Zeiten günstiger Börsenpreisen aus dem Netz geladen werden
- der Strom zwischengespeichert
- und später zu Zeiten hoher Börsenpreise wieder in das Netz eingespeist wird.
Ein Energiemanagementsystem – wie unser Power Pilot – übernimmt genau diese Steuerung vollautomatisch. Der Power Pilot beobachtet kontinuierlich die Börsenstrompreise und entscheidet, wann Ihr Speicher oder Elektrofahrzeugen mit Strom aus dem Netz geladen und wann dieser wieder eingespeist werden soll – ohne dass Sie selbst eingreifen müssen.
Was müssen Sie dafür mitbringen?
Für die Teilnahme sind aktuell drei Voraussetzungen notwendig:
- Ein Heimspeicher und/oder eine V2G-fähige Wallbox mit Elektrofahrzeug.
- Ein intelligentes Messsystem (Smart Meter), da die Abrechnung auf 15-Minuten-Werten basiert.
- Der eingespeiste Solarstrom muss über eine geförderte oder sonstige Direktvermarktung [Link zu Direktvermarktung] vermarktet werden
Nur so kann der Anteil aus erneuerbaren Energien Ihrer Einspeisung weiterhin EEG-gefördert abgerechnet werden.
Was soll sich mit dem EEG 2027 ändern?
Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) steht vor einer grundlegenden Reform, da die aktuell beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission für das bestehende EEG Ende 2026 ausläuft. Deshalb muss das EEG zum 1. Januar 2027 grundlegend erneuert werden.
Wichtig zu wissen: Dieser Entwurf ist noch nicht beschlossen und wird derzeit intensiv diskutiert – die endgültige Ausgestaltung kann sich somit noch ändern. Doch schon jetzt zeichnet sich ab, dass insbesondere Betreiber neuer Photovoltaikanlagen künftig mit einigen wichtigen Änderungen rechnen müssen.
Was plant der Entwurf konkret?
Die wohl größte geplante Änderung betrifft die bisherige, klassische feste Einspeisevergütung: Nach aktuellem Stand soll diese für Neuanlagen vollständig entfallen. Stattdessen soll die Direktvermarktung ab dem 1. Januar 2027 für alle neuen PV-Anlagen verpflichtend werden. Bisher galt diese Pflicht erst für Anlagen ab 100 kWp.
Das bedeutet:
Der eingespeiste Solarstrom würde künftig nicht mehr zu einem festen staatlich geförderten Vergütungssatz vergütet, sondern zum aktuellen Börsenstrompreis vermarktet werden.
Übergangsregelung für kleinere PV-Anlagen
Damit kleinere Anlagenbetreiber nicht von heute auf morgen alleingelassen werden, ist eine Übergangslösung vorgesehen: Die sogenannte „befristete Marktwertdurchleitung".
Sie soll vorübergehend gelten für:
- Anlagen unter 25 kWp im Jahr 2027
- Anlagen unter 10 kWp im Jahr 2028
Ab 2029 soll diese Regelung vollständig entfallen
In dieser Übergangsphase übernimmt der Netzbetreiber dabei weiterhin die Vermarktung des eingespeisten Stroms und zahlt den aktuellen Börsenmarktwert abzüglich seiner Vermarktungskosten aus. Diese Vergütung ist nicht fest, sondern schwankt mit dem Börsenstrompreis und liegt damit deutlich unter der bisherigen garantierten Einspeisevergütung von aktuell 7,79 ct/kWh [Teileinspeisung PV-Anlagen bis 10 kWp, Stand Juni 2026].
Geplante Einspeisebegrenzung von 50 %
Zusätzlich sieht der aktuelle Entwurf eine dauerhafte Begrenzung der Einspeiseleistung vor: Es dürfen maximal 50 % der installierten Modulleistung gleichzeitig ins öffentliche Netz eingespeist werden.
Beispiel:
Bei einer PV-Anlage mit 12 kWp Leistung dürfen also maximal 6 kW ins Netz eingespeist werden – unabhängig davon, wie viel die Anlage gerade produziert.
Was bedeutet das für die Wirtschaftlichkeit Ihrer Anlage?
Auf den ersten Blick wirken die geplanten Änderungen möglicherweise nachteilig. In der Praxis zeigt sich jedoch ein klarer Trend: Der Eigenverbrauch wird künftig noch wichtiger.
Während die Preise für den Strombezug oft zwischen 30 und 40 Cent/kWh liegen, beträgt die Vergütung für eingespeisten Strom nur einen Bruchteil davon. Die wirtschaftlich attraktivste Option ist daher, den selbst erzeugten Solarstrom direkt im eigenen Haushalt zu nutzen. Besonders interessant ist daher die Nachrüstung eines Speichers, Installation einer Wärmepumpe oder Nutzung einer Wallbox, um den den Eigenverbrauchsanteil deutlich zu erhöhen. Ein intelligentes Energiemanagementsystem - wie unser Power Pilot - kann dabei helfen, Erzeugung, Speicher und Verbrauch automatisch optimal aufeinander abzustimmen und den Eigenverbrauch deutlich zu erhöhen.
Was bedeutet das für Bestandsanlagen?
Für Betreiber bestehender PV-Anlagen gilt diese Regelung zunächst nicht.
Wer eine PV-Anlage bereits betreibt oder noch in 2026 in Betrieb nimmt, kann weiterhin auf die bisherige EEG-Einspeisevergütung zugreifen. Die aktuell gültige EEG-Einspeisevergütung bleibt ab Inbetriebnahme für 20 Jahre garantiert und ist von der geplanten Reform nicht betroffen. Wer noch vor 2027 baut, sichert sich weiterhin die aktuell geltenden Rahmenbedingungen und gesetzlichen Vergütungssätze.
Fazit
Die geplante EEG-Reform 2027 könnte den Photovoltaikmarkt deutlich verändern. Die klassische feste Einspeisevergütung wird zunehmend durch marktorientierte Modelle ersetzt werden. Für Anlagenbetreiber gewinnt deshalb vor allem eines an Bedeutung:
Den selbst erzeugten Strom intelligent nutzen.
Mit Stromspeichern, Wärmepumpen, Elektromobilität, Wallboxen und einem intelligenten Energiemanagementsystem lässt sich die Wirtschaftlichkeit moderner PV-Anlagen auch künftig attraktiv gestalten.
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