Direktvermarktung ohne Zähler

Kurzfassung: Ab 2027 sollen auch kleine Solaranlagen ihren Strom selbst vermarkten. Dafür braucht jede Anlage drei Dinge: ein intelligentes Messsystem, funktionierende Datenflüsse zwischen Messstellenbetreiber, Netzbetreiber und Vermarkter — und einen Vermarkter, der eine Acht-Kilowatt-Anlage überhaupt annimmt. In Deutschland sind 5,5 Prozent der Stromzähler digital. Und vom Erlös einer Achtkilowatt-Anlage gehen bis zu hundert Euro im Jahr allein an den Messstellenbetrieb, bevor der Vermarkter seine Gebühr genommen hat.

Foto: Ein Ferraris-Zähler von 1957, Gehäuse abgenommen. Ein Gerät dieser Bauart misst, wie viel über ein Jahr geflossen ist — und sonst nichts. Via Wikimedia Commons — CC BY-SA 4.0 / Hannes Grobe

Was Direktvermarktung ist

Heute läuft es für die meisten Dachanlagen so: Der Strom, der nicht selbst verbraucht wird, geht ins Netz, und der Netzbetreiber zahlt dafür einen festen Satz — 7,78 Cent je Kilowattstunde bei Teileinspeisung. Wie viel der Strom in der einzelnen Stunde wert war, spielt keine Rolle.

Bei der Direktvermarktung tritt ein Unternehmen dazwischen. Es verkauft den Strom an der Börse und zahlt dem Betreiber aus, was er dort erzielt hat, abzüglich einer Gebühr. Für große Anlagen ist das seit Jahren der Normalfall und funktioniert.

Der Regierungsentwurf zum EEG 2027 sieht vor, dass es ab 2027 auch für die kleinen gilt.

Was dafür vorhanden sein muss

Drei Dinge, und alle drei müssen für jede einzelne Anlage da sein.

Erstens die Messung. Der Strom muss viertelstundengenau erfasst und an den Markt gemeldet werden. Wer stündlich abrechnen will, braucht einen Lastgang — und den liefert nur ein intelligentes Messsystem, also ein digitaler Zähler mit Kommunikationseinheit. Ein mechanischer Zähler sagt am Jahresende eine einzige Zahl. Damit lässt sich kein Börsenpreis zuordnen.

Zweitens die Datenflüsse. Der Messstellenbetreiber muss die Werte liefern, der Netzbetreiber muss sie in die Bilanzierung geben, der Direktvermarkter muss sie bekommen. Drei Unternehmen, drei Systeme, festgelegte Formate — und in Deutschland 851 Verteilnetzbetreiber, mit denen sich das jeweils abstimmen lässt.

Drittens ein Vermarkter. Jemand muss den Vertrag anbieten. Bei einer Anlage mit acht Kilowatt geht es um vielleicht 300 bis 500 Euro Erlös im Jahr; die Gebühr muss davon abgehen, und der Aufwand für Anmeldung, Bilanzkreis und Abrechnung ist derselbe wie bei einer großen Anlage.

Wie es damit steht

Die Messung. Zum 31. Dezember 2025 waren in Deutschland rund 3,09 Millionen intelligente Messsysteme eingebaut, bei 56,5 Millionen Messlokationen. Das sind 5,5 Prozent. Für kleine Anlagen bis 7 Kilowatt werden die Systeme mit Steuereinrichtung erst in diesem Jahr ausgerollt. Der Entwurf selbst senkt die Pflichtschwelle im Messstellenbetriebsgesetz weiter ab — von über 7 auf über 2 Kilowatt. Er vergrößert also die Zahl der Fälle, für die Geräte gebraucht werden, im selben Zug.

Die Datenflüsse. Nach Angaben von Marktteilnehmern liegt genau hier die größte Hürde: Die Kommunikation zwischen Messstellenbetreiber, Netzbetreiber und Direktvermarkter funktioniert trotz standardisierter Formate häufig noch nicht zuverlässig. Massenprozesse für kleine Anlagen gibt es nicht.

Die Vermarkter. Es gibt sie, und einige bieten bereits Verträge für Kleinanlagen an. Ob die Zahl reicht, entscheidet die Menge.

Die Menge

Allein im ersten Halbjahr 2026 sind im Marktstammdatenregister rund 388.000 neue Anlagen registriert worden — über alle Größenklassen. Das sind, hochgerechnet, deutlich über eine halbe Million im Jahr. Der Zubau ist dabei bereits rückläufig: 18 Prozent unter dem Vorjahr.

Jede dieser Anlagen bräuchte ab 2027 einen digitalen Zähler mit Kommunikationseinheit, einen eingerichteten Datenfluss über drei Unternehmen und einen Vermarktungsvertrag. Zusätzlich zu den Bestandsfällen, die der abgesenkte Schwellenwert neu erfasst.

Lohnt der Aufwand überhaupt

Die Frage hinter der Machbarkeit ist die nach dem Verhältnis. Rechnen wir sie an einer Anlage durch, wie sie tausendfach auf deutschen Dächern steht: acht Kilowatt, kein Speicher.

Was hereinkommt. Rund 8.000 Kilowattstunden im Jahr, davon etwa 30 Prozent selbst verbraucht. Bleiben 5.600 Kilowattstunden für den Markt. Zum Marktwert von 5,4 Cent sind das rund 300 Euro im Jahr. Zum Vergleich: Mit der festen Vergütung von 7,78 Cent wären es 436 Euro.

Was hinausgeht. Das Messstellenbetriebsgesetz deckelt die Entgelte, und die Obergrenzen stehen im Gesetz:

Vom Erlös bleiben also rund 200 Euro, bevor der Direktvermarkter seine Gebühr genommen hat — und die kommt noch dazu. Ein Drittel des Ertrags geht an den Apparat, der ihn abrechnet.

Das Verhältnis wird umso schlechter, je kleiner die Anlage ist. Die Entgelte sind je Messstelle gedeckelt, nicht je Kilowattstunde: Eine Anlage mit 100 Kilowatt zahlt dieselben Beträge in derselben Größenordnung wie eine mit acht — nur erzeugt sie das Zwölffache. Was bei einem Solarpark in der Rundung verschwindet, ist beim Einfamilienhaus ein Drittel.

Wer das sagt

Die Kritik kommt nicht von den Rändern.

Der BDEW, der Verband der Energie- und Wasserwirtschaft, fordert, die Vermarktungspflicht erst 2030 einzuführen — gekoppelt an die Einführung des zentralen Datenknotens für die Bilanzierung, ohne den die Prozesse nicht in die Masse gehen.

Lumenaza, selbst Direktvermarkter, nennt die Kommunikation zwischen Messstellenbetreiber, Netzbetreiber und Direktvermarkter als größte aktuelle Herausforderung. Enpal kritisiert fehlende Erleichterungen für die Marktintegration. Die Stadtwerke München warnen vor einer voreiligen Abschaffung der Förderung.

Was passiert, wenn die Pflicht trotzdem kommt

Für den Einzelnen gibt es dann drei mögliche Ausgänge, und keiner davon ist der gewünschte.

Er wartet. Die Anlage steht, speist ein, und bis Zähler und Vertrag da sind, bekommt er für den eingespeisten Strom wenig bis nichts. Wie lange, hängt an seinem Messstellenbetreiber.

Er baut kleiner oder gar nicht. Ohne Vergütung und ohne Vermarktungsweg rechnet sich die Anlage nur über den Eigenverbrauch. Dann wird das Dach zur Hälfte belegt statt ganz — und der Strom, den es hätte liefern können, entsteht nicht.

Er speist gar nicht ein. Nulleinspeisung ist die einzige Bauform, die der Entwurf von der 50-Prozent-Grenze ausnimmt. Wer den Aufwand scheut, baut so. Der Überschuss geht dann in einen Speicher oder wird abgeregelt, statt beim Nachbarn zu landen.

In allen drei Fällen ist das Ergebnis dasselbe: weniger Strom aus einer Anlage, die bereits bezahlt ist.

Zweck oder Wirkung

Damit steht eine Frage im Raum, die bei diesem Entwurf oft gestellt wird: Geht es darum, kleine Anlagen in den Markt zu holen — oder darum, dass weniger von ihnen gebaut werden?

Was beabsichtigt ist, lässt sich von außen nicht feststellen, und wir behaupten es nicht. Was eintritt, lässt sich rechnen, und das haben wir getan: Ein Drittel des Ertrags geht an die Abwicklung, die Voraussetzung dafür ist bei 5,5 Prozent der Anschlüsse vorhanden, und der Entwurf vergrößert im selben Zug die Zahl der Fälle, für die sie gebraucht wird.

Zwei Dinge kommen dazu.

Die Wirkung ist im Verfahren benannt worden. Der BDEW, mehrere Direktvermarkter und kommunale Versorger haben auf die fehlende Marktreife hingewiesen und eine Kopplung an den Rollout vorgeschlagen. Der Termin 2027 steht im Entwurf, der in den Bundestag gegangen ist.

Der Rückgang hat schon begonnen. Der Zubau im ersten Halbjahr 2026 lag 18 Prozent unter dem Vorjahr und rund ein Drittel unter 2024 — bevor irgendetwas von alldem beschlossen ist. Wer plant, rechnet mit dem, was kommt. Die Mengen, die dem Dachsegment fehlen, sollen auf Freiflächen entstehen.

Ein Gesetz, das ein Ziel verfolgt und dabei eine Wirkung erzeugt, die diesem Ziel entgegensteht, gehört an dieser Stelle geändert. Das gilt unabhängig davon, wie es gemeint war — und es ist die einzige Frage, die sich vor der ersten Lesung noch beantworten lässt.

Was naheliegen würde

Die Pflicht an den Rollout koppeln statt an ein Datum. Direktvermarktung greift, sobald das intelligente Messsystem der Anlage in Betrieb ist — nicht ab einem Stichtag, an dem für die große Mehrheit die Voraussetzung fehlt. Das Ziel bleibt; es bekommt eine Reihenfolge.

Und es ist derselbe Engpass, an dem noch etwas anderes hängt. Ohne die Messinfrastruktur gibt es keine Direktvermarktung, kein zeitvariables Netzentgelt, keinen dynamischen Tarif — und keine Möglichkeit, die Wallbox als eigenen Zählpunkt zu führen, ohne einen zweiten Zähler einzubauen. Der Rollout ist die gemeinsame Voraussetzung von allem, was am Strommarkt in den nächsten Jahren passieren soll. Wie weit er zurückliegt und warum, haben wir gesondert beschrieben; was die Messung leisten müsste, damit sie zählt, ebenfalls.

Die erste Lesung im Bundestag ist für die Woche ab dem 21. September vorgesehen.

Quellen

• Regierungsentwurf EEG 2027: Wegfall der festen Einspeisevergütung für Neuanlagen, verpflichtende Direktvermarktung auch für kleine Anlagen, Absenkung der Pflichteinbauschwelle im Messstellenbetriebsgesetz von über 7 auf über 2 kW — Kabinettsbeschluss 29.07.2026, BT-Drs. 21/7867, erste Lesung ab 21.09.2026
• Rollout-Stand 31.12.2025: rund 3,09 Mio. intelligente Messsysteme von 56,5 Mio. Messlokationen — Bundesnetzagentur
• 388.000 neu registrierte Anlagen im ersten Halbjahr 2026, 18 Prozent unter dem Vorjahr — Marktstammdatenregister
• 851 Stromnetzbetreiber in Deutschland (2025) — Bundesnetzagentur
• Prozess- und Kapazitätsprobleme, Forderung des BDEW nach 2030 mit dem zentralen Datenknoten — zfk: Direktvermarktung für kleine PV-Anlagen, Marktreife fehlt
• Einspeisevergütung 2026: 7,78 ct/kWh bei Teileinspeisung bis 10 kWp
• Obergrenzen für den Messstellenbetrieb: 130 € brutto jährlich für Erzeugungsanlagen von 7 bis 15 kW, davon höchstens 50 € beim Anschlussnutzer und 80 € beim Netzbetreiber; zusätzlich höchstens 50 € für Einbau und Betrieb einer Steuerungseinrichtung — § 30 Absatz 1 Nummer 4 und Absatz 2 MsbG
• Marktwert Solar 5,4 ct/kWh — eigene Berechnung, Methode und Herleitung in Beitrag 206

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