Direktvermarktung 2027: erst 5,5 Prozent haben den Zähler

Wer sich 2026 noch eine Solaranlage aufs Dach setzt, sichert sich zwanzig Jahre lang eine feste Einspeisevergütung. Ab 2027 endet dieses Versprechen: Neue Anlagen müssen in die Direktvermarktung wechseln und ihren Strom selbst an der Strombörse verkaufen lassen, abgerechnet im Viertelstundentakt. Katherina Reiches Wirtschaftsministerium nennt das „mehr Markt“ und hat den überarbeiteten Entwurf für das Erneuerbare-Energien-Gesetz in die Verbändebeteiligung gegeben. Der Bundesverband Erneuerbare Energie und der Bundesverband Solarwirtschaft warnen vor gefährdeten Milliardeninvestitionen und Zehntausenden Arbeitsplätzen, so hat es Marla Noss für DIE ZEIT am 18. Juli 2026 referiert. Die laute Debatte dreht sich um die Höhe der Förderung. Der stillere Bruch liegt tiefer: in der Frage, ob der neue Markt die Technik überhaupt schon hat, die er selbst voraussetzt.

Für einen Konzern ist das eine Formsache, für den Besitzer einer Dachanlage nicht. Er braucht einen digitalen Zähler, den Deutschland seit dem Messstellenbetriebsgesetz von 2016 nur schleppend einbaut. Der alte Zähler summiert den Strom bis zur Jahresablesung; die Direktvermarktung ab 2027 braucht eine Leistungsmessung im Viertelstundentakt. Diesen Zähler haben, wie sich zeigt, die wenigsten.

Die Vergütungsgarantie schrumpft von zwanzig Jahren auf 36 Monate#

Die Reform tauscht das Modell, sie kürzt nicht bloß die Sätze. Anlagen, die ab 2027 ans Netz gehen, erhalten höchstens 36 Monate lang eine abgesenkte Übergangszahlung. Danach müssen die Betreiber in die Direktvermarktung wechseln, also den Strom über einen Dienstleister an der Strombörse absetzen, wie es der Referentenentwurf des Bundeswirtschaftsministeriums vorsieht¹. Wer seine Anlage bis Ende 2026 in Betrieb nimmt, behält die alte, zwanzig Jahre feste Vergütung.

Ausgeweitet wird vor allem die Reichweite der Pflicht. Bisher griff sie erst ab 100 Kilowatt Leistung, bei Gewerbedächern und Freiflächen. Künftig reicht schon ein Einfamilienhaus mit sechs Kilowatt. Dass sich die feste Vergütung für solche Anlagen ohnehin kaum noch lohnt, war an anderer Stelle bereits Thema², bei einer Einspeisevergütung von 7,86 Cent, wo längst der Eigenverbrauch über die Rechnung entscheidet.

Nur 5,5 Prozent der Messstellen haben das nötige System#

Direktvermarktung ist vor allem eine Messaufgabe. Der Vermarkter kann den Strom nur zum jeweiligen Börsenpreis abrechnen, wenn die Anlage viertelstundengenau misst und sich aus der Ferne steuern lässt. Das leistet ein intelligentes Messsystem, das laut einer Fachdarstellung der technischen Voraussetzungen³ drei Dinge zugleich können muss: genau messen, sicher kommunizieren, sich vom Netzbetreiber regeln lassen. Fehlt der Zähler, fehlen die Viertelstundenwerte; fehlen die, fehlt die marktbasierte Vergütung.

Nach dem Rollout-Monitoring der Bundesnetzagentur hatten Ende 2025 erst 5,5 Prozent aller 56,5 Millionen Messstellen⁴ ein intelligentes Messsystem, gut drei Millionen Geräte. Selbst dort, wo der Einbau schon Pflicht ist, liegt die Quote bei 23,3 Prozent, bei den kleinsten Messstellenbetreibern bei 14,6 Prozent.

Die Behörde hat inzwischen 77 Verfahren gegen säumige Betreiber⁵ eingeleitet. Ihr Ziel: 90 Prozent der Pflichtfälle sollen bis Ende 2032 einen Zähler haben, fünf Jahre nach dem Start der neuen Marktpflicht. Der Gesetzgeber verlangt das Messsystem dabei längst: Für neue Solaranlagen ab sieben Kilowatt ist es seit 2025 vorgeschrieben, sonst wird die Einspeisung dauerhaft um 60 Prozent gedrosselt.

Für kleine Anlagen zahlt sich die Direktvermarktung erst mit dem Zähler aus#

An dieser Lücke hängt die Wirtschaftlichkeit. Die Direktvermarktung bringt feste Nebenkosten mit sich, von der fernsteuerbaren Technik bis zur Gebühr des Vermarkters, und die belasten eine kleine Anlage stärker als ein Solarfeld. Für die spätere Vermarktungsphase legt der Entwurf vier Jahre lang einen Bonus von 1,5 Cent je Kilowattstunde obendrauf. Der Bonus zahlt sich aber nur aus, wenn die Messung überhaupt läuft.

Ausgerechnet die Zielgruppe steht in der Warteschlange hinten an. Der Pflichteinbau greift zuerst bei Verbrauchern über 6.000 Kilowattstunden im Jahr, der durchschnittliche Haushalt mit Dachanlage bleibt darunter. Wer 2027 baut und drei Jahre später in die volle Vermarktung fällt, braucht dann ein Gerät, das der Messstellenbetreiber vielleicht erst gegen 2032 einbaut.

Dazu passt eine Personalie, die den Kurs nicht erklärt, aber zur Einordnung gehört: Reiche führte bis zu ihrem Amtsantritt die Westenergie, die Netztochter des E.ON-Konzerns, und derselbe Entwurf gibt den Netzbetreibern mehr Spielraum, wann sie eingespeisten Strom überhaupt noch entschädigen. Der Marktwert des Solarstroms fiel 2025 auf gut die Hälfte des Börsenpreises⁶, was die Rechnung für den Kleinbetreiber nicht leichter macht.

Prüfen lässt sich das 2030: Dann fallen die ersten neuen Anlagen aus der Übergangszahlung in die volle Direktvermarktung. Ob die Reform hält, was „mehr Markt“ verspricht, entscheidet dann weniger der Börsenpreis als die Frage, ob der Zähler an der Wand hängt.

Anlass war Marla Noss‘ Meldung „Erneuerbare-Energien-Gesetz: Branchenverbände kritisieren geplante EEG-Reform“, DIE ZEIT (AFP/Reuters), 18.07.2026. Die Reform-Eckpunkte (36-Monats-Übergangszahlung, Direktvermarktungspflicht) stammen aus dem Referentenentwurf des Bundeswirtschaftsministeriums, referiert bei cleanthinking.de; die Zahlen zum Rollout intelligenter Messsysteme aus dem Monitoring der Bundesnetzagentur (Stand 31.12.2025, aufbereitet bei energiezukunft.eu); die technischen Anforderungen der Direktvermarktung aus der Fachdarstellung von photovoltaik.info.