Wer eine Photovoltaikanlage auf dem Dach hat, kennt das Versprechen: Strom produzieren, einspeisen, Vergütung kassieren. Zwanzig Jahre lang war das die stabile Kalkulationsgrundlage für Hunderttausende Anlagenbetreiber in Deutschland. Ab 2027 endet dieses Modell für Neuanlagen – zumindest dann, wenn der Kabinettsentwurf zur EEG-Novelle Gesetz wird.
Die Frage ist nicht mehr, ob man einspeist oder nicht. Die Frage ist, zu welchen Bedingungen der Strom aus kleinen und mittleren Anlagen künftig vermarktet wird – und wer dabei welche Rolle spielt. Für Stadtwerke bedeutet das mehr als eine regulatorische Anpassung: Es ist eine Neudefinition ihres Geschäfts.
Sascha Manikowski, Teamleiter Energiedienstleistungen bei der Arbeitsgemeinschaft für sparsame Energie- und Wasserverwendung (ASEW), bringt es auf den Punkt: „Wir erleben derzeit den Übergang vom Zeitalter der Einspeisevergütung zum Zeitalter der Flexibilitätsvermarktung.“ 1
Inhaltsverzeichnis
- Die EEG-Novelle 2027: Drei Schwellen, drei Welten
- Direktvermarktung: Wie funktioniert das Marktprämienmodell?
- Energy Sharing nach § 42c EnWG: Was ab Juni 2026 gilt
- Flexibilitätsvermarktung: Das Einfamilienhaus als steuerbare Energieeinheit
- Stadtwerke: Vom Netzbetreiber zum Plattformbetreiber
- Was Anlagenbetreiber jetzt wissen sollten
- Die offenen Baustellen
- FAQ
- Fazit
Kurzantwort
Ab 2027 entfällt die Einspeisevergütung für neue PV-Anlagen. Was Direktvermarktung, Energy Sharing und Flexibilitätsvermarktung bedeuten. Kurz gesagt: pv direktvermarktung ist vor allem dann relevant, wenn du schnell verstehen willst, was konkret dahinter steckt, welche Grenzen es gibt und welche Entscheidung daraus folgt. Die Details, Quellen und Einschränkungen stehen in den folgenden Abschnitten.
Die EEG-Novelle 2027: Drei Schwellen, drei Welten
Der Entwurf zur EEG-Novelle 2027, der seit Januar 2026 in Fachkreisen kursierte und am 29. Juli 2026 vom Bundeskabinett als Regierungsentwurf beschlossen wurde, teilt die PV-Landschaft in drei Kategorien. Entscheidend sind die installierte Leistung und das Inbetriebnahmedatum.
Anlagen unter 25 kWp: Keine dauerhafte Einspeisevergütung mehr. Das ist der größte Einschnitt. Bisher waren Kleinstanlagen das Rückgrat des privaten PV-Ausbaus – finanziert durch die gesetzlich garantierte Einspeisevergütung. Der ursprünglich geleakte Entwurf (Stand Januar 2026) sah für neue Anlagen unter 25 kWp gar keine Förderung mehr vor; der Kabinettsentwurf vom 29. Juli 2026 entschärfte das durch eine befristete Übergangszahlung: maximal 36 Monate zu 5,20 ct/kWh (§ 53 Abs. 1 EEG 2027), danach optional ein Direktvermarktungsbonus von 1,5 ct/kWh für 48 Monate bei aktivem Markteintritt (§ 50c EEG 2027) 1, 2, 7. Für bestehende Anlagen gilt Bestandsschutz. Für Neuanlagen rückt der Eigenverbrauch in den Mittelpunkt, ergänzt durch Energy Sharing als Vermarktungsoption.
Anlagen zwischen 25 und 100 kWp: Marktprämie wird Standard. In dieser Leistungsklasse soll die Marktprämie nach § 20 EEG die bisherige Ausfallvergütung ersetzen 2. Die Direktvermarktungspflicht wird dabei schrittweise ausgeweitet: 2027 greift sie zunächst für Neuanlagen ab 50 kW, bis 2030 sollen alle Neuanlagen direkt vermarktet werden 6. Das bedeutet: Betreiber müssen zunehmend einen Direktvermarkter finden, der den Strom an der Börse verkauft. Die Marktprämie gleicht die Differenz zwischen dem Börsenpreis und dem gesetzlich festgelegten anzulegenden Wert aus. Die Ausfallvergütung, die bisher als Sicherheitsnetz für Anlagen ohne Direktvermarkter diente, soll wegfallen.
Anlagen über 100 kWp: Pflicht mit Abschöpfung. Für große Dach- und Freiflächenanlagen ist die Direktvermarktung bereits seit Jahren Pflicht. Der EEG-Entwurf ergänzt ein dreistufiges Abschöpfungsverfahren, das Übergewinne bei hohen Spotmarktpreisen begrenzen soll 2. Regulatorisch ist das eine Herausforderung: Die Marktregeln für die Bilanzkreisabrechnung Strom (MaBiS) müssen präzise erfassen, wann und in welcher Höhe Abschöpfungsbeträge anfallen.
Eine befristete Übergangszahlung von maximal 36 Monaten soll den Wechsel abfedern; ihre Leistungsgrenze sinkt jährlich (2027 bis 50 kW, 2028 bis 25 kW, 2029 und 2030 bis 7 kW), ab 2031 entfällt sie 1, 7. Der anzulegende Wert wird im EEG 2027 für Solaranlagen einheitlich auf 6,20 ct/kWh festgelegt (§ 48 Abs. 1), woraus nach Abzug des Ausgleichscents die Übergangszahlung von 5,20 ct/kWh resultiert. Sie ändert aber nichts an der Grundrichtung: Der Staat zieht sich aus der direkten Preisgarantie zurück.
Direktvermarktung: Wie funktioniert das Marktprämienmodell?
Die Direktvermarktung funktioniert in Deutschland nach dem Marktprämienmodell. Ein Direktvermarkter bündelt die Erzeugung vieler Anlagen, handelt den Strom an der Strombörse und wickelt die Fahrplanbewirtschaftung mit dem Übertragungsnetzbetreiber ab.
Der Betreiber erhält zwei Erlösströme: den Börsenerlös und die Marktprämie. Die Marktprämie berechnet sich aus der Differenz zwischen dem anzulegenden Wert (gesetzlich festgelegt) und dem Monatsmarktwert für Solarstrom. Liegt der Börsenpreis über dem anzulegenden Wert, entfällt die Prämie – der Betreiber profitiert dann allein vom Markterlös.
Konkret: Der Marktwert Solar lag im Juni 2026 bei 6,19 Cent pro Kilowattstunde 3. Der anzulegende Wert wird im EEG 2027 für Solaranlagen einheitlich auf 6,20 ct/kWh festgelegt (§ 48 Abs. 1) – bisher lag er je nach Anlagentyp und Zuschlagszeitpunkt typischerweise zwischen 5 und 9 ct/kWh. Die Differenz – aktuell oft positiv – wird als Marktprämie ausgezahlt.
Das Verfahren ist für große Anlagen etabliert. Neu ist, dass es ab 2027 schrittweise auch für kleinere Anlagen zum Standard werden soll – bis 2030 für alle Neuanlagen 6. Für kleine Gewerbeanlagen und größere Privatanlagen bedeutet das: Sie brauchen einen Direktvermarkter – und der muss sich für kleine Volumen rechnen.
Ein oft übersehener Punkt: Die Direktvermarktung verursacht Kosten. Der Direktvermarkter verlangt ein Dienstleistungsentgelt, die Börsenzulassung erfordert technische Voraussetzungen, und Prognoseabweichungen bei der Fahrplananmeldung führen zu Ausgleichsenergiekosten. Bei sehr kleinen Einzelanlagen kann die Kostenbelastung den Mehrerlös gegenüber der Einspeisevergütung aufzehren. Deshalb setzt sich zunehmend die Erkenntnis durch, dass erst die Bündelung vieler kleiner Anlagen – das „Pooling" – wirtschaftlich tragfähig ist 1.
Energy Sharing nach § 42c EnWG: Was ab Juni 2026 gilt
Seit dem 1. Juni 2026 ist Energy Sharing gesetzlich Realität. Der § 42c EnWG erlaubt die gemeinschaftliche Nutzung von lokal erzeugtem Strom – etwa von der PV-Anlage des Nachbarn oder vom Dach der örtlichen Schule, eingespeist ins öffentliche Netz und bilanziell den Mitgliedern einer „Energy Sharing Community" zugeordnet 4.
Die wichtigsten Regelungen im Überblick:
Räumliche Begrenzung: Energy Sharing ist zunächst innerhalb eines Bilanzgebiets möglich – das entspricht in der Regel dem Netzgebiet eines Verteilnetzbetreibers. Ab Juni 2028 wird der Radius auf Nachbarbilanzgebiete innerhalb derselben Regelzone erweitert 2.
Technische Voraussetzung: Anlagen, die am Energy Sharing teilnehmen, müssen mit intelligenten Messsystemen (iMSys) ausgerüstet sein. Das gilt für alle teilnehmenden Anlagen – auch Kleinstanlagen unter 7 kW, die sonst nicht der iMSys-Pflicht unterliegen 2. Ohne den flächendeckenden Smart-Meter-Rollout bleibt Energy Sharing auf Pilotprojekte beschränkt.
Keine Kombination mit Einspeisevergütung: Wer am Energy Sharing teilnimmt, kann nicht gleichzeitig die klassische Einspeisevergütung in Anspruch nehmen. Der Wechsel in die anteilige Direktvermarktung ist zwingend 2. Das erhöht die Einstiegshürde für Besitzer kleiner Anlagen, die bisher bequem die Festvergütung bezogen.
Rolle der Stadtwerke: Die gesetzliche Konstruktion macht Stadtwerke zu natürlichen Betreibern von Energy-Sharing-Plattformen. Sie kennen ihr Netzgebiet, haben die Kundenbeziehung und betreiben die nötige Messinfrastruktur. Die ZfK formulierte es im Vorfeld der Einführung so: „Warum Stadtwerke ihre Rolle definieren müssen – und welche Chancen sich bieten" 5.
Das Potenzial ist erheblich: Energy Sharing verbindet lokale Erzeugung mit lokaler Identifikation. Wenn der Strom vom Schuldach direkt an die Anwohner fließt, entsteht ein Kundenbindungsargument, das überregionale Stromdiscounter nicht bieten können 2.
Flexibilitätsvermarktung: Das Einfamilienhaus als steuerbare Energieeinheit
Die dritte Säule neben Direktvermarktung und Energy Sharing ist die Flexibilitätsvermarktung. Der Begriff beschreibt die Fähigkeit, Erzeugung und Verbrauch zeitlich zu verschieben – und diese Verschiebbarkeit als handelbares Gut zu vermarkten.
Ein Einfamilienhaus mit PV-Anlage, Batteriespeicher, Wärmepumpe und Elektroauto verfügt über mehrere steuerbare Komponenten. Ein Home Energy Management System (HEMS) kann den Speicher laden, wenn der Börsenpreis niedrig ist, und entladen, wenn er hoch ist. Es kann die Wärmepumpe in Zeiten mit PV-Überschuss betreiben und das E-Auto zu netzdienlichen Zeiten laden.
ASEW hat verschiedene HEMS-Anbieter verglichen und die Ergebnisse in einem Lastenheft zusammengefasst 1. Die Kernfrage für Stadtwerke lautet: Cloud-Lösung, Hardware-Lösung oder Hybrid-Ansatz?
Der wirtschaftliche Wert der Flexibilität wird durch mehrere Faktoren getrieben: Dynamische Stromtarife machen Lastverschiebung für Endkunden attraktiv. Künftige dynamische Netzentgelte schaffen zusätzliche Anreize. Und bidirektionales Laden (Vehicle-to-Grid, V2G) erweitert das Flexibilitätspotenzial um die Fahrzeugbatterie. In der Summe entsteht aus einem unscheinbaren Einfamilienhaus eine handelbare Energieeinheit – vorausgesetzt, die Steuerungstechnik ist vorhanden und die regulatorischen Hürden sind genommen.
Die ASEW-Analyse kommt zu einem klaren Schluss: „Zukünftige Geschäftsmodelle basieren zunehmend auf der Bündelung vieler kleiner Erzeugungsanlagen, Speicher und Flexibilitäten. Erst durch die intelligente Aggregation lassen sich die erforderlichen Größenordnungen für eine wirtschaftliche Vermarktung erreichen" 1.
In der Praxis heißt das: Ein einzelnes Einfamilienhaus kann seine Flexibilität nicht direkt an den Regelleistungsmarkt verkaufen – dafür sind die technischen Anforderungen und Mindestgebote zu hoch. Ein Stadtwerk, das 5.000 Haushalte bündelt, kann dagegen relevante Volumen aufbauen.
Stadtwerke: Vom Netzbetreiber zum Plattformbetreiber
Die regulatorischen Verschiebungen zwingen Stadtwerke in eine neue Rolle. Statt Kilowattstunden durchzuleiten und Einspeisevergütungen abzurechnen, werden sie zu Betreibern digitaler Plattformen 2.
Die Anforderungen im Einzelnen:
IT-Infrastruktur: Die Umsetzung von § 42c EnWG und die neuen MaBiS-Anforderungen für den Refinanzierungsbeitrag erfordern Anpassungen in den Abrechnungssystemen. Die bilanzielle Zuordnung von Erzeugungsmengen zu Verbrauchern, die nicht am selben Netzanschlusspunkt hängen, ist komplex 2. Stadtwerke müssen ihre Software-Dienstleister frühzeitig einbinden – die Vorlaufzeiten betragen teils mehr als zwölf Monate.
Netzanschlussportale: Bis zum 1. Januar 2028 müssen Verteilnetzbetreiber digitale Netzanschlussportale für alle Spannungsebenen bereitstellen. Hinzu kommen monatlich aktualisierte Kapazitätskarten 2. Die Netzplanung muss von statischen Modellen auf dynamische, digitale Zwillinge umgestellt werden.
Smart-Meter-Rollout: Da Energy Sharing ab 7 kW iMSys-Pflicht auslöst, muss der Rollout intelligenter Messsysteme mit der Vertriebsstrategie für lokale Energiegemeinschaften verzahnt werden.
Kundenberatung: Der Vertrieb muss neue Produkte entwickeln: „Energy Sharing as a Service", White-Label-Direktvermarktung für Kleinstanlagen, Flexibilitätspakete mit HEMS-Bereitstellung. Das erfordert Schulungen und neue Kompetenzen im Vertriebsteam. Stadtwerke, die diese Entwicklung verschlafen, riskieren, dass Drittanbieter mit digitalen Plattformen die Kundenbeziehung übernehmen.
Die ASEW begleitet diesen Wandel mit Marktanalysen und Veranstaltungen. Am 20. August 2026 findet die gemeinsame Veranstaltung „PV ohne Vergütung: Was kommt jetzt?" mit Dena und Fraunhofer ISE statt 1. Anschließend plant die ASEW einen Status-quo-Bericht zur Direktvermarktung aus Sicht der Stadtwerkewelt.
Was Anlagenbetreiber jetzt wissen sollten
Für Besitzer von PV-Anlagen – ob bestehend oder geplant – ergeben sich aus den Veränderungen konkrete Handlungsoptionen.
Bestehende Anlagen: Wer vor 2027 in Betrieb gegangen ist, behält seinen Vergütungsanspruch für die gesetzlich garantierte Dauer (20 Jahre plus Inbetriebnahmejahr). Bestandsschutz gilt. Allerdings erreichen in den nächsten Jahren zunehmend Anlagen das Post-EEG-Alter 1. Für sie stellt sich die Frage: Weiterbetrieb mit Eigenverbrauch, Umstieg auf Direktvermarktung oder Repowering mit neuer Anlage?
Geplante Anlagen unter 25 kWp: Wer 2027 oder später eine Kleinanlage installiert, sollte von keiner dauerhaften Einspeisevergütung ausgehen – es gibt nur noch die befristete Übergangszahlung von maximal 36 Monaten. Die Wirtschaftlichkeit hängt dann stärker vom Eigenverbrauchsanteil ab. Ein Batteriespeicher wird in diesem Szenario wirtschaftlich interessanter, weil er den Eigenverbrauch erhöht. Energy Sharing kann eine zusätzliche Einnahmequelle werden, setzt aber das passende iMSys voraus.
Geplante Anlagen über 25 kWp: Die Direktvermarktung wird Pflicht. Wer plant, sollte im Vorfeld klären: Findet sich ein Direktvermarkter für die geplante Anlagengröße? Welches Dienstleistungsentgelt wird fällig? Welche technische Ausstattung wird verlangt (Fernsteuerbarkeit, Echtzeitdatenübertragung)?
Für alle Größenklassen gilt: Eine Anlage, die 2026 noch in Betrieb geht, profitiert von den aktuellen Vergütungsbedingungen und dem Bestandsschutz. Der Zeitpunkt der Inbetriebnahme ist in diesem Jahr ein relevanter wirtschaftlicher Faktor. Wer ohnehin plant, sollte den Netzanschluss vor dem 31. Dezember 2026 realisieren. Die Differenz zwischen zwanzig Jahren garantierter Einspeisevergütung und einem ungewissen Vermarktungserlös ab 2027 kann über die Lebensdauer einer Anlage mehrere tausend Euro betragen.
Die offenen Baustellen
Drei Punkte bleiben auch mit dem vorliegenden Entwurf ungeklärt.
Erstens: Der Markt für die Direktvermarktung kleiner Anlagen existiert noch nicht in der Breite. Es gibt einige Anbieter, die sich positionieren – darunter Rabot Energy, clever-PV und inexogy 6. Aber ob das Angebot flächendeckend verfügbar und für Anlagen im Bereich 25 bis 50 kWp wirtschaftlich tragfähig sein wird, ist offen.
Zweitens: Der Smart-Meter-Rollout hinkt den gesetzlichen Anforderungen hinterher. Energy Sharing ab 7 kW setzt iMSys voraus, und die Quote beim Pflichtrollout liegt mit gut 20 Prozent zwar deutlich höher als vor einem Jahr, aber immer noch weit entfernt von der flächendeckenden Ausstattung, die das Gesetz vorsieht 8. Ohne die Messinfrastruktur bleibt das Gesetz ein Papiertiger.
Drittens: Die regulatorische Unsicherheit ist nicht vollständig beseitigt. Der Kabinettsentwurf muss noch das parlamentarische Verfahren durchlaufen. Änderungen an den Schwellenwerten oder Übergangsfristen sind möglich. Und die konkrete Ausgestaltung des Energy Sharing – etwa die Frage der Netzentgelte für geteilten Strom – wird erst in nachgelagerten Verordnungen präzisiert. Auch die Höhe der Dienstleistungsentgelte für kleine Direktvermarktungsportfolios ist noch nicht durch Marktprozesse austariert. Anbieter, die heute Festpreise nennen, kalkulieren mit Annahmen, die sich bis 2027 ändern können.
Entscheidungshilfe: Wann ist das sinnvoll?
Eher sinnvoll, wenn du pv direktvermarktung nicht nur als Nachricht lesen willst, sondern eine praktische Einordnung brauchst: Was ändert sich, wen betrifft es und welche nächsten Schritte sind realistisch?
Eher abwarten, wenn die Quellenlage noch dünn ist, wichtige technische Details fehlen oder der Nutzen nur aus Hersteller- oder Projektversprechen besteht. Dann ist Beobachten besser als vorschnelles Umstellen.
Worauf du achten solltest: konkrete Verfügbarkeit, nachvollziehbare Kosten, offene Einschränkungen, Sicherheits- oder Datenschutzfolgen und belastbare Quellen statt bloßer Ankündigungen.
FAQ
Muss ich meine bestehende PV-Anlage 2027 auf Direktvermarktung umstellen? Nein. Bestehende Anlagen behalten ihren Vergütungsanspruch für die gesetzliche Dauer von 20 Jahren plus Inbetriebnahmejahr. Die neue Regelung betrifft nur Anlagen, die 2027 oder später in Betrieb gehen.
Lohnt sich eine PV-Anlage ohne Einspeisevergütung überhaupt noch? Das hängt vom Eigenverbrauchsanteil ab. Für Neuanlagen ab 2027 gibt es keine dauerhafte Einspeisevergütung mehr, sondern nur noch die befristete Übergangszahlung von 5,20 ct/kWh (maximal 36 Monate) sowie optional den Direktvermarktungsbonus von 1,5 ct/kWh für 48 Monate bei aktivem Markteintritt. Je höher der Anteil des selbst verbrauchten Stroms, desto weniger fällt die fehlende Einspeisevergütung ins Gewicht. Ein Batteriespeicher kann den Eigenverbrauch von typisch 30 auf über 60 Prozent steigern. Bei aktuellen Modulpreisen und einer angenommenen Lebensdauer von 20 Jahren rechnen sich gut dimensionierte Anlagen auch ohne Vergütung – die Amortisationszeit verlängert sich aber. Beispiel: Ein Haushalt mit 4.000 kWh Jahresverbrauch und einer 7 kWp-Anlage spart bei 40 Prozent Eigenverbrauch rund 560 Euro Stromkosten pro Jahr (bei 35 ct/kWh Bezugsstrom). Mit Speicher und 65 Prozent Eigenverbrauch steigt die Ersparnis auf etwa 910 Euro – genug, um die Anlage auch ohne Einspeisevergütung innerhalb von 12 bis 15 Jahren zu refinanzieren.
Kann ich am Energy Sharing teilnehmen und gleichzeitig die Einspeisevergütung beziehen? Nein. Energy Sharing schließt die klassische Einspeisevergütung aus. Wer teilnimmt, muss in die Direktvermarktung wechseln 2. Für Bestandsanlagen mit laufendem Vergütungsanspruch ist Energy Sharing daher in der Regel unattraktiv.
Brauche ich für die Direktvermarktung einen neuen Zähler? Ja. Die Direktvermarktung erfordert ein intelligentes Messsystem (iMSys) oder zumindest einen registrierenden Lastgangzähler. Die Messwerte müssen zeitnah (üblicherweise als Viertelstundenwerte) an den Direktvermarkter übertragen werden. Der Einbau erfolgt durch den Messstellenbetreiber – das ist in der Regel das örtliche Stadtwerk.
Was kostet die Direktvermarktung? Das hängt vom Direktvermarkter und der Anlagengröße ab. Typisch sind Dienstleistungsentgelte zwischen 0,3 und 1,0 ct/kWh, hinzu kommen Kosten für Messstellenbetrieb und Börsenzulassung. Bei sehr kleinen Anlagen kann das Entgelt den Mehrerlös gegenüber der Einspeisevergütung aufzehren.
Wann genau tritt die EEG-Novelle in Kraft? Der Kabinettsentwurf sieht das Inkrafttreten zum 1. Januar 2027 vor 7. Das parlamentarische Verfahren steht noch aus, Änderungen sind möglich. Eine Übergangsregelung soll für Anlagen gelten, die 2026 noch in Betrieb gehen.
Muss ich als Stadtwerk jetzt schon handeln? Ja. Die ASEW empfiehlt, frühzeitig IT-Prozesse zu prüfen und Vertriebsstrategien für die Direktvermarktung und Energy Sharing zu entwickeln 1. Die Vorlaufzeiten für Softwareanpassungen betragen teils über zwölf Monate – wer noch nicht mit der Umsetzung begonnen hat, wird zum Inkrafttreten im Januar 2027 kaum lieferfähig sein.
Was ist der Unterschied zwischen Energy Sharing und Direktvermarktung? Energy Sharing ist die lokale, gemeinschaftliche Nutzung von Strom innerhalb eines Bilanzgebiets (§ 42c EnWG). Die Direktvermarktung ist der Verkauf an der Strombörse über einen Direktvermarkter. Beide Modelle schließen sich nicht gegenseitig aus – Energy-Sharing-Strom wird in der Regel über einen Direktvermarkter an der Börse bewirtschaftet.
Fazit
Die Energiewende im Einfamilienhaus tritt in eine neue Phase. Die pauschale Einspeisevergütung, zwei Jahrzehnte lang das Fundament der privaten Solarfinanzierung, weicht einem differenzierteren System aus Direktvermarktung, Energy Sharing und Flexibilitätsvermarktung.
Für Anlagenbetreiber wird die Frage „Was bekomme ich für meine Kilowattstunde?" komplexer – und die Antwort hängt stärker als bisher vom eigenen Verbrauchsverhalten, der technischen Ausstattung und der Verfügbarkeit lokaler Vermarktungsplattformen ab. Für Stadtwerke ist der Umbruch eine Chance: Wer jetzt in IT-Plattformen, Smart-Meter-Infrastruktur und Kundenberatung investiert, kann sich als Betreiber lokaler Energiegemeinschaften positionieren. Wer abwartet, wird diese Rolle an Drittanbieter verlieren.
So weit die Theorie. Ob Energy Sharing im großen Stil funktioniert, hängt vom Smart-Meter-Rollout ab. Ob Direktvermarktung für Kleinanlagen wirtschaftlich tragfähig wird, entscheidet sich an den Dienstleistungsentgelten. Die regulatorische Richtung ist gesetzt – der Markt muss sie jetzt mit Leben füllen.
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Quellen
[1] https://www.solarserver.de/2026/08/10/pv-direktvermarktung-energy-sharing-und-flexibilitaetsvermarktung-neue-geschaeftsmodelle-fuer-stadtwerke/ — PV-Direktvermarktung, Energy Sharing und Flexibilitätsvermarktung: Neue Geschäftsmodelle für Stadtwerke (Solarserver, 10.08.2026)
[2] https://stadtwerk.digital/artikel/energiemarkt-im-umbruch-zwischen-eeg-novelle-2027-und-der-praxis-des-energy-sharing — Energiemarkt im Umbruch: Zwischen EEG-Novelle 2027 und der Praxis des Energy Sharing (stadtwerk.digital, 01.04.2026)
[3] https://www.logicenergy.de/neuigkeiten/direktvermarktung-pv-strom-preis-aktuell — Direktvermarktung PV-Strom 2026: Marktwert & Marktprämie (Logic Energy, 2026)
[4] https://www.ffe.de/veroeffentlichungen/energy-sharing-nach-§-42c-enwg-gesetzliche-premiere-rahmenbedingungen-und-naechste-schritte/ — Energy Sharing nach § 42c EnWG: Gesetzliche Premiere, Rahmenbedingungen und nächste Schritte (FfE, 2026)
[5] https://www.zfk.de/energie/strom/energy-sharing-stadtwerke-strategie-paragraph-42c-enwg — Energy Sharing: Welche Rolle Stadtwerke einnehmen sollten (ZfK, 2026)
[6] https://clever-pv.com/de/post/direktvermarktung-kleine-pv-anlagen/ — Direktvermarktung für kleine PV-Anlagen ab 2027 (clever-PV, 2026)
[7] https://www.enerix.de/blog/kabinett-beschliesst-eeg-2027/ — EEG 2027: Kabinett beschließt Aus für die Einspeisevergütung (enerix, 2026)
[8] https://www.pv-magazine.de/2026/01/21/atlas-zeigt-regionalen-stand-des-smart-meter-pflichtrollouts/ — Atlas zeigt regionalen Stand des Smart-Meter-Pflichtrollouts (pv magazine, 21.01.2026)
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