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Direktvermarktung für kleine PV-Anlagen: Das planen Rabot Energy, Clever-PV und Inexogy

EEG-Novelle 2027 beendet feste Einspeisevergütung. Rabot Energy, Clever-PV und Inexogy wollen Direktvermarktung für kleine PV-Anlagen anbieten. Was die Lösung kann und was die Fraunhofer-Studie sagt.

Wer in den letzten Jahren eine Photovoltaik-Anlage aufs Dach gesetzt hat, konnte sich auf eine verlässliche Größe stützen: die feste Einspeisevergütung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz. Zwanzig Jahre lang ein garantierter Satz pro eingespeister Kilowattstunde – von über 50 Cent in den Anfangstagen bis zu rund 8 Cent für aktuelle Kleinanlagen. Dieses Modell hat den Solarausbau in Deutschland über zwei Jahrzehnte geprägt. Für neue Anlagen soll es nun schrittweise enden.

Am 29. Juli 2026 hat das Bundeskabinett den Gesetzentwurf zur EEG-Novelle 2027 samt Netzanschlusspaket beschlossen. Der Kern der Reform: Die feste Einspeisevergütung für neue Photovoltaik-Kleinanlagen läuft aus. An ihre Stelle tritt mittelfristig die verpflichtende Direktvermarktung. Wer ab 2027 eine neue Anlage installiert, soll seinen Strom künftig nicht mehr dauerhaft zu einem gesetzlich festgelegten Preis an den Netzbetreiber abgeben können, sondern ihn – vereinfacht gesagt, nach einer Übergangsphase – selbst am Markt verkaufen.

Noch am Tag des Kabinettsbeschlusses haben drei Unternehmen eine gemeinsame Lösung für diesen Systemwechsel angekündigt: der Energieversorger Rabot Energy, das Softwareunternehmen Clever-PV und der wettbewerbliche Messstellenbetreiber Inexogy. Ihr Versprechen: eine vollintegrierte Plattform, die den Schritt in die Direktvermarktung auch für Betreiber kleiner Dachanlagen praktisch umsetzbar machen soll.

Kurzantwort

EEG-Novelle 2027 beendet feste Einspeisevergütung. Rabot Energy, Clever-PV und Inexogy wollen Direktvermarktung für kleine PV-Anlagen anbieten. Was die Lösung kann und was die Fraunhofer-Studie sagt. 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.

Was die EEG-Novelle konkret ändert

Der Gesetzentwurf sieht einen gestaffelten Übergang vor. Ab 2027 gilt die Direktvermarktungspflicht zunächst für Neuanlagen ab 50 Kilowatt installierter Leistung. Damit sind kleinere Gewerbeanlagen und Mehrfamilienhäuser die ersten, die den Systemwechsel vollziehen müssen. Bis 2030 soll die Pflicht dann auf nahezu alle neuen Photovoltaik-Anlagen ausgeweitet werden – auch auf die typischen Einfamilienhaus-Anlagen. Für die kleinsten Anlagen unter 7 Kilowatt greift sie nach dem Entwurf erst ab 2031.

Statt der bisherigen festen Vergütung ist für kleinere Neuanlagen eine befristete Übergangszahlung vorgesehen: 36 Monate lang gibt es einen gesetzlich festgelegten Satz, der sich aus dem auf 6,2 Cent je Kilowattstunde abgesenkten anzulegenden Wert abzüglich eines Cents ergibt – für Anlagen, die bis Ende Juli 2027 in Betrieb gehen, zunächst rund 5,2 Cent. Anlagen unter 25 Kilowatt können anschließend in der Direktvermarktung für längstens 48 Monate einen Bonus von 1,5 Cent je Kilowattstunde beanspruchen. Der Kreis der Anlagen mit Anspruch auf die Übergangszahlung schmilzt Jahr für Jahr ab: 2027 unter 50 Kilowatt, 2028 unter 25 Kilowatt, 2029 und 2030 unter 7 Kilowatt, ab 2031 gibt es keine Übergangszahlung mehr. Danach greift ausschließlich die Direktvermarktung – der Anlagenbetreiber erhält dann nur noch das, was der Strom am Markt erlöst, zuzüglich des Bonus.

Für bestehende Anlagen ändert sich nichts. Wer seine Photovoltaik-Anlage bis Ende 2026 in Betrieb nimmt, behält die zugesagte Einspeisevergütung über die volle Laufzeit von 20 Jahren. Diese Bestandsschutzregelung ist ein zentraler Punkt des Entwurfs, um laufende Investitionen nicht zu gefährden. Sie schafft einen klaren Anreiz, noch 2026 zu installieren – ein Impuls, der dem Markt kurzfristig einen Schub geben könnte, bevor der Systemwechsel 2027 einsetzt.

Gleichzeitig enthält das Paket Änderungen am Netzanschluss: In Regionen mit hoher Einspeisung und begrenzter Netzkapazität – sogenannten Hot-Spot-Regionen – sollen die Entschädigungszahlungen bei Abregelungen für neu angeschlossene Anlagen künftig entfallen. Das Bundeswirtschaftsministerium begründet dies damit, dass Strompreissignale auch bei den Anlagen ankommen müssten. Für Betreiber in solchen Regionen bedeutet das ein zusätzliches Ertragsrisiko, das bei der Investitionsentscheidung berücksichtigt werden muss.

Die Drei-Parteien-Lösung: Wer was übernimmt

Die angekündigte Partnerschaft deckt drei getrennte Aufgabenbereiche ab, die für die Direktvermarktung zusammenkommen müssen: den Börsenzugang, die technische Optimierung und die Messtechnik. Jedes der drei Unternehmen bringt einen spezifischen Teil der Wertschöpfungskette ein.

Rabot Energy übernimmt die Vermarktung des Stroms. Der Energieversorger verkauft die eingespeisten Mengen an der Strombörse und zahlt die erzielten Erlöse an die Anlagenbetreiber aus. Das Unternehmen ist bereits als Stromanbieter mit dynamischen Tarifen am Markt und bringt entsprechende Börsenzugänge und Abrechnungssysteme mit. Für den Kunden bedeutet das: Er schließt einen Direktvermarktungsvertrag mit Rabot Energy ab und erhält eine regelmäßige Abrechnung seiner Börsenerlöse – abzüglich der Vermarktungsgebühren.

Clever-PV liefert die Software, die den Stromfluss im Haushalt steuert. Die Plattform des Unternehmens kann Batteriespeicher, Wärmepumpe und Wallbox so ansteuern, dass die Einspeisung von Solarstrom gezielt in die Stunden mit hohem Marktwert verschoben wird. Bei negativen Börsenstrompreisen wird die Einspeisung automatisch gedrosselt; überschüssiger Strom kann dann in den Speicher geleitet werden. Das ist die technische Voraussetzung dafür, dass aus einer passiven Einspeisung eine aktive, preisorientierte Vermarktung wird – ohne dass der Betreiber selbst Hand anlegen muss.

Inexogy stellt als wettbewerblicher Messstellenbetreiber das intelligente Messsystem bereit. Das iMSys ist die technische Grundvoraussetzung für die Direktvermarktung: Es erfasst die eingespeisten Strommengen in 15-Minuten-Intervallen und übermittelt sie an den Vermarkter. Ohne diese granulare Messung ist keine Börsenvermarktung möglich, weil der Strommarkt in Viertelstunden-Schritten bilanziert wird. Inexogy agiert dabei unabhängig vom jeweiligen Netzgebiet; die Bestellung soll online mit wenigen Angaben möglich sein. Das ist ein relevantes Detail, denn die bislang begrenzte Verfügbarkeit intelligenter Messsysteme gilt als eine der größten Hürden für die Direktvermarktung kleiner Anlagen. Viele grundzuständige Messstellenbetreiber – in der Regel die lokalen Netzbetreiber – haben den Rollout noch nicht flächendeckend vollzogen.

Die drei Unternehmen beschreiben ihr Modell außerdem als White-Label-fähig: Installateure, Fachpartner und Energieversorger sollen die Lösung unter eigener Marke anbieten können. Damit zielt das Angebot nicht nur auf Endkunden, sondern auch auf den Fachhandel, der seinen Kunden ein Komplettpaket aus Installation und Vermarktung anbieten kann.

pv direktvermarktung – Illustration 2

Wie die Direktvermarktung technisch funktioniert

Um zu verstehen, was die Partnerschaft konkret leistet, lohnt ein Blick auf die technischen Abläufe. Bei der klassischen Einspeisevergütung fließt der Solarstrom vom Dach ins Netz, der Wechselrichter erfasst die Kilowattstunden einmal jährlich oder monatlich, und der Netzbetreiber überweist den garantierten Satz. Der Anlagenbetreiber muss sich um nichts kümmern.

Bei der Direktvermarktung wird dieser Prozess komplexer. Der Strom muss in 15-Minuten-Blöcken bilanziert werden, weil der Börsenpreis in diesem Takt schwankt. Dafür braucht es das iMSys, das die Einspeisedaten in Echtzeit erfasst und über ein Gateway an den Vermarkter sendet. Der Vermarkter wiederum muss Prognosen erstellen – wie viel Strom wird die Anlage in den nächsten Stunden liefern? – und auf Basis dieser Prognosen Fahrpläne an der Börse anmelden. Abweichungen zwischen Prognose und tatsächlicher Einspeisung führen zu Ausgleichsenergiekosten, die der Vermarkter trägt und die auf die Marge drücken.

Genau hier setzt die Software von Clever-PV an. Indem sie den Speicher, die Wärmepumpe und die Wallbox im Haushalt steuert, macht sie die Einspeisung planbarer. Wenn die Wetterprognose für die Mittagsstunden viel Sonne vorhersagt, kann die Software den Speicher am Vormittag gezielt entladen, um Platz für die Mittagsspitze zu schaffen. Wenn für den Nachmittag hohe Börsenpreise erwartet werden, hält sie die gespeicherte Energie zurück, bis die Preise steigen. Diese Verlagerung von Strommengen in wirtschaftlich günstige Zeitfenster ist das Kernstück der Optimierung.

Wie die Batterie im Winter Geld verdienen soll

Ein interessantes technisches Detail der angekündigten Lösung ist die saisonale Strategie für Batteriespeicher. Sie zeigt, wie sich die Logik eines PV-Systems unter Direktvermarktungsbedingungen grundlegend verändert.

Im Sommer soll der Eigenverbrauch möglichst groß sein – das bleibt auch unter Direktvermarktung wirtschaftlich sinnvoll, weil selbst genutzter Strom die Netzentgelte und Abgaben spart, die zusammen rund 15 bis 20 Cent pro Kilowattstunde ausmachen. Überschüssiger Strom fließt dann gezielt in die Stunden mit dem höchsten Börsenpreis ins Netz, typischerweise in den Morgen- und Abendstunden, wenn die Nachfrage hoch und das Solarangebot noch gering ist.

Im Winter dreht sich die Logik um. Wenn die Photovoltaik-Anlage wenig liefert, lädt der Speicher in Stunden mit niedrigen oder negativen Börsenstrompreisen günstig aus dem Netz und versorgt den Haushalt, wenn der Strom teuer ist. An windreichen Wintertagen mit viel Windstrom im Netz sind negative Preise keine Seltenheit – der Speicher wird dann zum Abnehmer und entlädt in den teuren Abendstunden. So soll die Batterie auch in den dunklen Monaten zur Wirtschaftlichkeit beitragen, statt monatelang ungenutzt zu bleiben.

Ob sich dieses Modell in der Praxis rechnet, hängt von mehreren Faktoren ab: den konkreten Börsenpreisen und deren saisonalen Mustern, der Speichergröße und -lebensdauer, der Zykleneffizienz des Speichers – die bei modernen Lithium-Eisenphosphat-Batterien bei etwa 90 bis 95 Prozent liegt – und nicht zuletzt von den Vermarktungsgebühren.

Auch für bestehende Anlagen nutzbar

Das Modell soll nicht nur für Neuanlagen offen sein. Auch Haushalte mit einer bestehenden Photovoltaik-Anlage können teilnehmen. Nach Angaben der beteiligten Unternehmen ist dafür keine zusätzliche Hardware nötig, abgesehen vom intelligenten Messsystem. Die vorhandene Anlage wird über eine Softwareschnittstelle mit Clever-PV verbunden, die Optimierung läuft anschließend automatisch im Hintergrund.

Die Unternehmen betonen den niedrigschwelligen Zugang explizit: Kein Umbau im Zählerschrank, keine zusätzliche Steuerbox, kein manuelles Nachsteuern anhand von Börsenkursen. Der Tarifabschluss soll möglich sein, sobald die gesetzlichen Änderungen in Kraft treten. Für Bestandsanlagen, die heute noch eine feste Einspeisevergütung erhalten, könnte das eine Option sein, wenn die Vergütung ausläuft – oder ein vorzeitiger Wechsel, falls die Börsenerlöse plus Optimierung die feste Vergütung übertreffen.

Was die Unternehmen sagen

Jan Rabe, CEO von Rabot Energy, wird in der gemeinsamen Pressemitteilung mit den Worten zitiert: „Das Ende der Einspeisevergütung ist kein Grund, ein Solarprojekt aufzugeben, wir vermarkten den Strom an der Börse und geben die Erlöse weiter."

Jonas Heumannskämper, Key Account Manager bei Inexogy, ergänzt: „Entscheidend dafür, dass das EEG 2027 nicht zu einem Einbruch des PV-Marktes führt, ist ein unkomplizierter Einstieg in die Direktvermarktung – auch für Anlagen unter 25 kW. Dafür liefern wir die Messtechnik, etablierte Prozesse und die API-Schnittstelle, über die clever-PV automatisiert auf die Messwerte zugreift."

Die Zitate spiegeln das zentrale Versprechen der Partnerschaft: Aus einer garantierten Vergütung soll ein Ertrag werden, der sich am tatsächlichen Marktwert des Stroms orientiert – und das, ohne dass Betreiber sich selbst mit Börsenhandel beschäftigen müssen.

Die offene Frage der Wirtschaftlichkeit

Ob die Direktvermarktung für kleine PV-Anlagen wirtschaftlich tragfähig ist, ist umstritten. Eine Studie des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE) im Auftrag von Agora Energiewende, die Ende Juni 2026 veröffentlicht wurde, kommt zu einem ernüchternden Ergebnis.

Das Fraunhofer ISE hat verschiedene Szenarien für einen Vier-Personen-Haushalt mit typischer Dachanlage durchgerechnet. Die zentrale Erkenntnis: Die Mehrkosten durch den Wechsel von der Einspeisevergütung zur Direktvermarktung liegen demnach zwischen 185 und 277 Euro pro Jahr. Diese Mehrkosten setzen sich aus mehreren Positionen zusammen: den Gebühren für das intelligente Messsystem – für die nach den aktuellen Preisobergrenzen der Bundesnetzagentur bei Anlagen bis 15 Kilowatt rund 50 Euro, bei größeren Anlagen bis zu 140 Euro jährlich anfallen können –, den Entgelten für den Direktvermarkter, dem administrativen Aufwand für Bilanzierung und Abrechnung sowie den Ausgleichsenergiekosten bei Prognoseabweichungen. Allein die Dienstleistungskosten der Direktvermarktung beziffert die Studie auf rund 140 Euro pro Jahr.

Zum Vergleich: Eine typische 10-Kilowatt-Dachanlage speist im Jahr etwa 7.000 bis 8.000 Kilowattstunden ein. Bei einer Einspeisevergütung von rund 8 Cent ergibt das etwa 560 bis 640 Euro jährlich. Mehrkosten von 277 Euro würden diesen Ertrag nahezu halbieren – und damit die Amortisationszeit der Anlage drastisch verlängern.

Das Fraunhofer ISE warnte zudem vor einem spürbaren Rückgang des Zubaus privater Solaranlagen, falls die Rahmenbedingungen nicht angepasst werden. Ohne vereinfachte Prozesse und bessere wirtschaftliche Rahmenbedingungen drohe ein dauerhafter Dämpfer für das Segment der privaten Dachanlagen – just in dem Moment, in dem die Bundesregierung den Solarausbau eigentlich beschleunigen will.

Die Politik hat auf diese Bedenken mit den Übergangsregelungen reagiert: Die befristete Übergangszahlung und der Direktvermarktungsbonus sollen den Einstieg abfedern und die Mehrkosten zumindest in den ersten Jahren kompensieren. Ob diese Instrumente ausreichen, wird sich erst zeigen, wenn das Gesetz endgültig beschlossen ist und erste Praxiserfahrungen vorliegen.

Was der Markteintritt der drei Unternehmen bedeutet

Dass mit Rabot Energy, Clever-PV und Inexogy gleichzeitig drei Unternehmen mit sich ergänzenden Kompetenzen eine gemeinsame Lösung ankündigen, ist für den Markt ein Signal. Bislang war Direktvermarktung ein Geschäft für große Anlagen: für Windparks, Solarparks und Gewerbedächer mit mehr als 100 Kilowatt Leistung. Für die typische Eigenheim-Anlage mit 5 bis 15 Kilowatt gab es schlicht keine praktikablen Angebote, weil der Aufwand für Messung, Abrechnung und Börsenanbindung im Verhältnis zur eingespeisten Strommenge zu hoch war.

Die Partnerschaft versucht, dieses Problem durch Standardisierung und Automatisierung zu lösen. Das Konzept setzt auf drei Hebel: Erstens eine API-basierte Anbindung der Messtechnik, die den administrativen Aufwand senkt. Zweitens eine selbstständig arbeitende Optimierungssoftware, die ohne manuelles Eingreifen auskommt. Drittens eine White-Label-Vertriebsstrategie, die den Zugang über bestehende Vertriebswege im Fachhandel ermöglicht.

Ob das Modell aufgeht, wird von mehreren Faktoren abhängen, die sich heute noch nicht belastbar beziffern lassen: den tatsächlich erzielbaren Erlösen an der Strombörse für die typischen Einspeiseprofile kleiner Dachanlagen, der Höhe und Dauer der Übergangszahlung, den endgültigen Kosten für das intelligente Messsystem und nicht zuletzt der Akzeptanz bei Privatkunden, die sich bislang nicht mit Börsenpreisen auseinandersetzen mussten. Die Unternehmen setzen darauf, dass der Automatisierungsgrad hoch genug ist, um diese Komplexität für den Endkunden unsichtbar zu machen.

Ein Blick auf Alternativen

Die Lösung von Rabot Energy, Clever-PV und Inexogy ist nicht der einzige mögliche Weg in die Direktvermarktung. Wer nicht direkt vermarkten will, kann seinen Strom dem Netzbetreiber überlassen – nach dem Kabinettsentwurf allerdings unentgeltlich: Geld für den eingespeisten Strom gibt es dann nicht. Eine im Referentenentwurf noch vorgesehene entgeltliche „Netzbetreiberabnahme“ zum Jahresmarktwert hat die Bundesregierung durch die Übergangszahlung ersetzt.

Auch andere Energieversorger sind bereits in der Direktvermarktung aktiv – etwa EWE und LUOX Energy, die bislang vor allem größere Anlagen vermarkten. Es ist davon auszugehen, dass in den kommenden Monaten weitere Anbieter folgen werden, sobald der gesetzliche Rahmen endgültig steht. Für Anlagenbetreiber bedeutet das: Sie werden voraussichtlich zwischen mehreren Vermarktungsmodellen und Anbietern wählen können, sobald der Markt sich entwickelt.

Was jetzt noch fehlt

Der Kabinettsbeschluss ist ein Zwischenschritt auf dem Weg zur endgültigen Regelung. Der Gesetzentwurf muss nun das parlamentarische Verfahren durchlaufen – Bundestag und Bundesrat können und werden voraussichtlich Änderungen einbringen. Denkbar sind Anpassungen bei den Übergangsfristen, der Höhe der Übergangszahlung und den technischen Anforderungen für Kleinanlagen.

Auch die konkreten Tarifdetails der angekündigten Lösung stehen noch aus. Die Unternehmen haben bislang keine Preise, keine Erlösprognosen und keine Beispielrechnungen für typische Anlagengrößen veröffentlicht. Ohne diese Zahlen bleibt die entscheidende Frage für den einzelnen Betreiber offen, ob sich der Umstieg lohnt.

Ebenfalls ungeklärt ist das Zusammenspiel mit dynamischen Stromtarifen, die viele Haushalte parallel zur Direktvermarktung nutzen könnten. Wenn der Speicher im Winter Netzstrom zu Niedrigpreisen lädt und der Haushalt davon in Hochpreisphasen zehrt, kann das für sich genommen bereits wirtschaftlich interessant sein. Wie sich dieses Arbitrage-Modell mit der Direktvermarktung des selbst erzeugten Solarstroms verzahnen lässt, ist konzeptionell noch nicht vollständig ausgearbeitet.

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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.

Fazit

Der Systemwechsel von der Einspeisevergütung zur Direktvermarktung markiert einen tiefen Einschnitt für den privaten Photovoltaik-Markt in Deutschland. Er beendet ein Modell, das über zwei Jahrzehnte Planungssicherheit bot und den Ausbau verlässlich getragen hat. Gleichzeitig ist die Logik hinter der Reform nachvollziehbar: Wenn immer mehr wetterabhängiger Strom aus Sonne und Wind ins Netz drängt, müssen Erzeuger und Verbraucher stärker auf Preissignale reagieren – andernfalls steigen die Kosten für die Stabilisierung des Gesamtsystems.

Die Lösung von Rabot Energy, Clever-PV und Inexogy ist ein erster konkreter Versuch, den Übergang für Betreiber kleiner Anlagen praktisch umsetzbar zu machen. Ob sie sich am Markt durchsetzt, hängt von wirtschaftlichen Rahmendaten ab, die heute noch nicht vollständig feststehen. Die Fraunhofer-ISE-Studie mahnt zur Vorsicht: Ohne auskömmliche Rahmenbedingungen droht ein Einbruch des privaten Solar-Zubaus.

Was für Anlagenbetreiber in den kommenden Monaten konkret zählt: Wer seine Photovoltaik-Anlage noch 2026 in Betrieb nimmt, sichert sich die feste Einspeisevergütung für die volle Laufzeit von 20 Jahren. Wer später installiert, wird sich mit der Direktvermarktung auseinandersetzen müssen. Bis dahin sollten nicht nur die gesetzlichen Grundlagen, sondern auch konkrete Tarifmodelle und belastbare Wirtschaftlichkeitsrechnungen vorliegen.

Quellen:

pv direktvermarktung – Illustration 3

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