Direktvermarktung Photovoltaik 2026 – Marktprämie statt fester Einspeisevergütung. Wann sie sich für deine Anlage rechnet, wann nicht.

§§ 20, 21, 21b, 21c EEG · Solarpaket I · 2026

Direktvermarktung Photovoltaik 2026 – die aktuelle Rechtslage in §§ 20, 21, 21b, 21c EEG

Die Rechtslage zur Direktvermarktung ist 2026 in vier Paragraphen des EEG geregelt. Wer die Logik einmal verstanden hat, kann jede Anlagengröße und jeden Betreibertyp korrekt einordnen.

§20 EEG – die geförderte Direktvermarktung (Marktprämienmodell)

§20 EEG ist die zentrale Vorschrift. Sie regelt, dass Strom aus EEG-Anlagen über einen Direktvermarkter an der Strombörse verkauft werden darf und der Betreiber zusätzlich eine staatliche Marktprämie erhält. Die Marktprämie wird vom Netzbetreiber gezahlt und gleicht die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert (dem EEG-Referenzpreis) und dem tatsächlich erzielten Monatsmarktwert Solar aus. Damit ist die Untergrenze der Vergütung fest abgesichert – nach unten kein Risiko, nach oben unbegrenzte Mehrerlöse bei hohen Börsenpreisen.

§§ 20, 22 Abs. 3 EEG – Pflicht zur Direktvermarktung ab 100 kWp

Seit 2016 ist die Direktvermarktung für alle neuen EEG-Anlagen ab 100 kWp installierter Leistung verpflichtend. Eine feste Einspeisevergütung über §21 EEG ist für diese Anlagen ausgeschlossen. Wer eine Gewerbe-PV oder eine größere Mehrfamilienhaus-Anlage betreibt, kommt also nicht um den Direktvermarkter herum – die Frage ist nur, welchen man wählt. Für Anlagen bis einschließlich 100 kWp besteht eine Wahlfreiheit zwischen fester Einspeisevergütung (§21) und Direktvermarktung (§20).

§21b Abs. 1 Nr. 4 EEG – sonstige Direktvermarktung

Die sonstige Direktvermarktung ist die Veräußerung von Strom an der Börse ohne EEG-Förderung – es gibt also weder feste Vergütung noch Marktprämie, sondern nur den reinen Börsenwert. Diese Form ist relevant für drei Fälle: erstens für Ü20-Anlagen nach Ablauf des 20-jährigen Vergütungszeitraums, falls sie nicht den Anschluss an die Anschlussvergütung wählen; zweitens für Anlagen, deren Eigentümer freiwillig auf die EEG-Förderung verzichten (z. B. um den Strom an einen bestimmten Abnehmer zu liefern); drittens ab 1. Januar 2027 für Neuanlagen unter 25 kWp, falls die geplante EEG-Reform wie im Arbeitsentwurf beschrieben in Kraft tritt.

§21c EEG – Wechsel zwischen Vermarktungsformen

Anlagenbetreiber bis 100 kWp können monatlich zwischen den Vermarktungsformen wechseln – also zwischen fester Einspeisevergütung, geförderter Direktvermarktung und sonstiger Direktvermarktung. Voraussetzung ist eine Vorab-Meldung an den Netzbetreiber, die mindestens einen Kalendermonat vor dem geplanten Wechsel erfolgen muss. Das bedeutet: Wer im Mai die Direktvermarktung testen möchte, muss die Meldung spätestens Ende März einreichen. Diese Flexibilität ist ein praktischer Vorteil für Anlagen, die in einem Jahr testen wollen, ob Direktvermarktung mehr bringt – und im Zweifel zurückkehren können.

Solarpaket I (Mai 2024) – Vereinfachungen für kleine Anlagen

Mit dem Solarpaket I sind seit Mai 2024 zwei wichtige Erleichterungen für die Direktvermarktung kleiner Anlagen in Kraft. Erstens: Anlagen unter 25 kWp müssen nicht mehr fernsteuerbar sein, um an der Direktvermarktung teilzunehmen. Damit fällt die teure Steuerbox-Pflicht weg, die zuvor viele Privatanlagen unwirtschaftlich gemacht hatte. Zweitens: Anlagen mit älteren Wechselrichtern ohne Fernsteuerungsschnittstelle dürfen ebenfalls in die Direktvermarktung – früher war das ausgeschlossen. Das öffnet das Modell für Bestandsanlagen, die sonst auf Eigenverbrauch oder Ü20-Anschlussvergütung beschränkt wären.

Drittens hat das Solarpaket I die Speicher-Flexibilisierung in §19 EEG eingeführt. Damit kann ein Heimspeicher seit 2025 sowohl Solarstrom als auch günstigen Netzstrom aufnehmen und später wieder einspeisen – über die Pauschaloption werden bis zu 500 kWh pro kWp PV-Leistung pro Jahr mit der EEG-Marktprämie vergütet, ohne aufwendiges Messkonzept. Die konkrete Festlegung der Bundesnetzagentur dazu wird bis Juni 2026 erwartet.

§§ 20, 22 Abs. 3 EEG · Verpflichtende Direktvermarktung

Direktvermarktung ab 100 kWp Pflicht – was Gewerbebetriebe, Landwirtschaft und Mehrfamilienhaus-Anlagen wissen müssen

Seit 1. Januar 2016 ist die Direktvermarktung für alle neuen PV-Anlagen ab 100 kWp installierter Leistung gesetzlich verpflichtend (§§ 20, 22 Abs. 3 EEG 2023). Eine feste Einspeisevergütung ist für diese Anlagen nicht mehr wählbar. Das betrifft jedes Gewerbedach mit größerer Fläche, jedes Mehrfamilienhaus-Großprojekt, jede Freiflächenanlage, jeden landwirtschaftlichen Betrieb, der die 100-kWp-Schwelle überschreitet. Die Pflicht greift unabhängig von der Wirtschaftlichkeit oder vom Wunsch des Betreibers – es gibt keine Möglichkeit, sich von ihr zu befreien, solange EEG-Förderung gewünscht ist.

Was Pflicht zur Direktvermarktung in der Praxis bedeutet

Pflichtig heißt nicht „Anlage abregeln, wenn man nicht will“. Pflichtig heißt: Wer EEG-Förderung beanspruchen will, muss einen Direktvermarktungsvertrag abschließen, die Anlage fernsteuerbar machen und das Marktstammdatenregister entsprechend pflegen. Im Gegenzug erhält die Anlage über das Marktprämienmodell weiter eine staatlich abgesicherte Vergütung – nur eben gestreckt über Marktwert und Marktprämie statt als feste Zahlung. Die wirtschaftliche Untergrenze ist dieselbe wie bei der festen Vergütung darunter, plus strukturell 0,4 ct/kWh mehr für den DV-Aufwand.

Ausnahme: Anlagen 100–200 kWp ohne EEG-Förderung

Eine spezifische Sonderregel: Anlagenbetreiber können bei Anlagen bis 400 kWp (ab 2026 bis 200 kWp) auf jede EEG-Förderung verzichten und ihren Überschussstrom unentgeltlich ins Netz einspeisen (§21 Abs. 1 in Verbindung mit §100 Abs. 20 EEG). Diese Option ist sinnvoll, wenn der Eigenverbrauchsanteil sehr hoch ist – etwa 85–90 % – und die EEG-Förderung wegen kleinem Resteinspeise-Volumen die Vermarktungskosten nicht mehr deckt. In der Praxis betrifft das vor allem industriellen Eigenverbrauch mit konstanter Last und großer Anlage, weniger Gewerbebetriebe mit typischer 100–200-kWp-Dimensionierung.

Ausschreibungspflicht ab 1.000 kWp

Für Solaranlagen mit mehr als 1.000 kWp installierter Leistung greift zusätzlich die Ausschreibungspflicht der Bundesnetzagentur. Der anzulegende Wert ist hier nicht mehr gesetzlich festgeschrieben, sondern wird im Wettbewerb über halbjährliche Ausschreibungsrunden ermittelt. Direktvermarktung läuft auch hier über das Marktprämienmodell, aber mit individuell zugeschlagenem AW statt gesetzlich festgelegtem Wert. Das betrifft Freiflächenanlagen und große Dachanlagen über 1 MWp, also typische Investorenprojekte – nicht den klassischen Gewerbe- oder Landwirtschaftsbetrieb.

Praxis-Beispiel: Holzverarbeitungsbetrieb Lindenberg, 150 kWp Hallendach

Ein Holzverarbeitungsbetrieb in Lindenberg im Allgäu installiert 150 kWp PV auf zwei Hallendächern. Jahresertrag rund 142.500 kWh, Eigenverbrauchsquote bei Tagesproduktion 60 % (Sägen, Hobelmaschinen, Trocknungskammern laufen tagsüber). 57.000 kWh gehen ins Netz. Anzulegender Wert Feb–Juli 2026 für Gebäude-Anlagen Teileinspeisung im Segment 2 (40–1.000 kWp): 5,90 ct/kWh (identisch zum Wert für 40–100 kWp; bei Anlagen ab 100 kWp ist Direktvermarktung Pflicht, eine feste Vergütung gibt es nicht mehr). Hinweis: Die im Solarpaket I beschlossene AW-Erhöhung um 1,5 ct/kWh für Gebäude-Anlagen ab 40 kW ist beihilferechtlich von der EU-Kommission Stand Mai 2026 noch nicht genehmigt – die Rechnung wird ohne diese Erhöhung kalkuliert.

Erlös in der geförderten Direktvermarktung: 57.000 kWh × 5,90 ct (AW) = 3.363 € pro Jahr. Direktvermarkter-Kosten typisch 300–500 € pro Jahr für 150 kWp. Netto rund 2.863–3.063 €. Plus Mehrerlös-Potenzial: Wenn ein 100-kWh-Gewerbespeicher die Mittagstäler überbrückt und gezielt in die Hochpreis-Abendstunden verkauft, kommen typisch 250–500 € zusätzlich pro Jahr dazu. Das ist nicht das Hauptargument für den Speicher – das bleibt Peak Shaving und Eigenverbrauchsoptimierung – aber es ist ein realer Bonus, den LEHR Energiesysteme in jeder Wirtschaftlichkeitsanalyse mitrechnet. Falls die EU-Kommission die Solarpaket-I-Erhöhung von +1,5 ct/kWh genehmigt, steigt der AW auf ca. 7,40 ct/kWh, der Erlös auf ca. 4.218 € pro Jahr – wirtschaftlich erheblich attraktiver.

Praxis-Beispiel: Landwirtschaftsbetrieb Schwaben, 120 kWp Stalldach + Maschinenhalle

Ein landwirtschaftlicher Betrieb in Memmingen mit 130 Milchkühen und Lohnunternehmen installiert 120 kWp PV verteilt auf Stalldach (70 kWp) und Maschinenhalle (50 kWp). Jahresertrag rund 114.000 kWh, Eigenverbrauchsquote 50 % (Melken zweimal täglich, Milchkühlung, Belüftung, Pumpen, Trocknung). 57.000 kWh werden eingespeist – ab dieser Größenklasse ist Direktvermarktung Pflicht.

Erlös in der geförderten Direktvermarktung mit Speicher: Anzulegender Wert für 100–1.000 kWp Gebäude-Anlagen Teileinspeisung Feb–Juli 2026: 5,90 ct/kWh (vor Solarpaket-I-Erhöhung). Mit aktivem Spot-Verkauf via 80-kWh-Speicher und Hochpreisstunden-Steuerung lässt sich ein effektiver Mischpreis von ca. 6,8–7,2 ct/kWh erreichen: 57.000 kWh × 7,0 ct = 3.990 €. Direktvermarktungs-Kosten: 400 €. Netto: 3.590 € pro Jahr. Der eigentliche Wertbeitrag des Speichers ist aber der Eigenverbrauchsausbau plus Peak Shaving – das senkt die Stromrechnung des Betriebs (rund 110.000 kWh × 26 ct = 28.600 €) um typisch 40–50 %, also 11.500–14.300 € pro Jahr. Plus IAB-Steuerersparnis im Jahr vor der Investition: bei einer Gesamtinvestition von 150–180k € und 50-%-IAB (§7g Abs. 1 EStG) ergeben sich 75–90k € Gewinnminderung — bei Spitzensteuersatz 42 % (zzgl. Soli/Kirche) eine Steuerwirkung von 32.000–43.000 €. Zusätzlich Sonder-AfA bis 40 % nach §7g Abs. 5 EStG (seit 1.1.2024 auf 40 % angehoben, frei verteilbar auf 5 Jahre) und ggf. degressive AfA über den Investitions-Booster für Anschaffungen 1.7.2025–31.12.2027. Die Direktvermarktung ist Pflicht – aber der wirtschaftliche Sinn der Anlage liegt in Eigenverbrauch und Steuerhebeln, nicht in der Marktprämie selbst.

Sweet Spot · 25–100 kWp · Gewerbe · Mehrfamilienhaus · Landwirtschaft

25 bis 100 kWp – warum dieser Bereich der wirtschaftliche Sweet Spot der Direktvermarktung ist

Der Größenbereich 25 bis 100 kWp ist 2026 wirtschaftlich der spannendste Direktvermarktungs-Bereich überhaupt. Die Anlagen sind groß genug, dass die fixen Kosten des Direktvermarkters (Setup-Pauschale, monatliche Gebühr, eventuell Steuerbox) auf eine ausreichende Einspeisemenge umgelegt werden können – und gleichzeitig klein genug, dass die Direktvermarktung noch freiwillig ist, also als bewusste wirtschaftliche Entscheidung gegen die feste Einspeisevergütung getroffen werden kann. Genau in diesem Segment liegen die meisten Gewerbe-Hallendächer, viele landwirtschaftliche Stalldächer und größere Mehrfamilienhaus-Anlagen.

Drei Gründe, warum 25–100 kWp ideal sind

Erstens: Die Einspeisemenge ist groß genug, dass die typischen 200–400 € jährlichen Direktvermarktungs-Kosten unter 1 ct/kWh fallen – damit bleibt der strukturelle 0,4-ct/kWh-Aufschlag des Marktprämienmodells netto positiv. Bei einer 10-kWp-Privatanlage mit nur 6.500 kWh Einspeisung würden 200 € Direktvermarktungskosten 3,1 ct/kWh ausmachen – mehr als der Aufschlag bringt. Bei 60 kWp Hofstelle mit 30.000 kWh Einspeisung sind 300 € nur noch 1 ct/kWh, bei 90 kWp und 45.000 kWh Einspeisung sogar nur 0,67 ct/kWh.

Zweitens: Die Direktvermarktung umgeht die 60-Prozent-Drossel des Solarspitzengesetzes. Eine 70-kWp-Anlage ohne intelligentes Messsystem und Steuerbox darf nach §9 EEG nur 60 % ihrer installierten Leistung einspeisen – also maximal 42 kW. Wer in die Direktvermarktung geht und damit eine fernsteuerbare Anlage betreibt (mit Smart Meter und Steuerbox), umgeht diese Drossel komplett. Bei südausgerichteten Dächern in Bayern bedeutet das 1–4 % mehr Jahresertrag, die sonst abgeregelt würden. Mehr dazu im Abschnitt 60-%-Drossel umgehen.

Drittens: In diesem Segment sind die Direktvermarkter-Verträge standardisiert und der Wettbewerb am stärksten. Next Kraftwerke, Statkraft, Lichtblick, Interconnector, Lumenaza und einige bayerische Stadtwerke (Allgäuer Überlandwerk, Stadtwerke München, Stadtwerke Augsburg) bieten in diesem Bereich saubere Pauschalmodelle ab 30 kWp. Die Aushandelbarkeit ist gut, weil viele Anbieter dieses Segment als Wachstumsfeld sehen.

Wann sich Direktvermarktung im 25–100-kWp-Bereich konkret lohnt

Eine grobe Faustregel aus Praxis-Erfahrung von LEHR Energiesysteme in Allgäu und Schwaben: Bei Anlagen ab 40 kWp mit Speicher ist Direktvermarktung in 8 von 10 Fällen wirtschaftlich besser als feste Vergütung. Bei 25–40 kWp ohne Speicher in 4 von 10 Fällen. Entscheidend sind drei Größen: Einspeisemenge pro Jahr (je höher, desto besser), Speicher-Größe (überbrückt Negativ-Stunden und Mittagstäler), Direktvermarkter-Kostenstruktur (manche rechnen ab 30 kWp deutlich günstiger als ab 50 kWp).

Praxis-Beispiel: Bäckerei Sonthofen, 75 kWp mit 50-kWh-Speicher

Eine traditionelle Bäckerei in Sonthofen erweitert ihre bestehende 40-kWp-Anlage um zusätzliche 35 kWp auf jetzt 75 kWp. Jahresproduktion neu rund 71.000 kWh. Die Backöfen laufen früh morgens (4–9 Uhr) und brauchen viel Strom, die Kühlhäuser konstant. Eigenverbrauchsquote dadurch hoch: 65 %. 24.850 kWh werden eingespeist. Anzulegender Wert Feb–Juli 2026 für 40–100 kWp: 5,90 ct/kWh, feste Vergütung: 5,50 ct/kWh.

Variante A – feste Einspeisevergütung: 24.850 kWh × 5,50 ct = 1.367 € pro Jahr.
Variante B – geförderte Direktvermarktung mit 50-kWh-Speicher: Der Speicher überbrückt die Mittagstäler. Das EMS verkauft gezielt zwischen 17 und 21 Uhr (Hochpreis-Stunden) und zwischen 6 und 9 Uhr (Morgen-Peak). Effektiver Mischpreis ca. 6,8 ct/kWh (= AW 5,90 ct + Spot-Optimierung). Erlös: 24.850 × 6,8 = 1.690 €. Direktvermarktungs-Kosten: 380 €. Netto: 1.310 €. Damit etwa gleichauf mit der festen Vergütung. Plus: 60-%-Drossel umgangen, was bei südausgerichtetem Hallendach weitere 1–4 % Jahresertrag bringt (700–2.800 kWh). Das addiert nochmal 38–155 € pro Jahr. Plus: Peak-Shaving-Erlös des Speichers, der die Stromrechnung der Bäckerei senkt – das ist der eigentlich große Hebel, der pro Jahr 2.000–4.000 € bringt. Direktvermarktung ist hier nur das Sahnehäubchen auf einem Speicher-Geschäftscase, der schon ohne sie funktioniert.

Praxis-Beispiel: Hofstelle Allgäu, 90 kWp mit 70-kWh-Speicher

Ein gemischter Landwirtschaftsbetrieb in Marktoberdorf mit Milchvieh und Geflügelmast installiert 90 kWp PV verteilt auf Stalldach und Maschinenhalle. Jahresertrag 85.500 kWh. Eigenverbrauchsquote durch Tageslast 60 % (Lüftung Geflügelstall rund um die Uhr, Melktechnik 2× täglich, Kühlung konstant). 34.200 kWh werden eingespeist. Bewusste Entscheidung gegen die 100-kWp-Schwelle, um in der freiwilligen Direktvermarktung zu bleiben. Anzulegender Wert Feb–Juli 2026 für 40–100 kWp: 5,90 ct/kWh, feste Vergütung: 5,50 ct/kWh.

Variante A – feste Einspeisevergütung: 34.200 kWh × 5,50 ct = 1.881 € pro Jahr.
Variante B – geförderte Direktvermarktung mit 70-kWh-Speicher + EMS: Effektiver Mischpreis ca. 7,1 ct/kWh durch aktive Spot-Optimierung (AW 5,90 + Spot-Bonus). Erlös: 34.200 × 7,1 = 2.428 €. Direktvermarktungs-Kosten: 400 €. Netto: 2.028 € – also rund 150 € pro Jahr mehr als feste Vergütung. Über 20 Jahre 3.000 € Mehrerlös allein durch Direktvermarktung. Plus 60-%-Drossel umgangen: weitere 80–340 € pro Jahr. Plus Peak-Shaving-Vorteil des Speichers an der Lastspitze des Hofes: 1.800–2.500 € pro Jahr. Plus IAB-Vorabsteuerwirkung (50-%-IAB nach §7g Abs. 1 EStG): bei einer Gesamtinvestition von 115–150k € entstehen rund 57–75k € Gewinnminderung — Steuerwirkung 24.000–35.000 €. Zusätzlich Sonder-AfA bis 40 % (§7g Abs. 5 EStG, seit 2024) frei verteilbar auf 5 Jahre.

Privat · <30 kWp · Einfamilienhaus · Fraunhofer-Studie

Direktvermarktung für kleine private PV-Anlagen unter 30 kWp – wann lohnt sie sich 2026 wirklich?

Direktvermarktung für Privatanlagen unter 30 kWp ist 2026 noch immer ein Sonderfall – nicht weil sie technisch unmöglich wäre, sondern weil sich die Wirtschaftlichkeitsrechnung in den seltensten Fällen zugunsten der Direktvermarktung dreht. Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) hat in einer Studie vom Februar 2026 (im Auftrag der Elektrizitätswerke Schönau) berechnet, dass für eine Direktvermarktung kleiner PV-Dachanlagen bis 30 kWp aktuell eine um 15 Prozent höhere Eigenverbrauchsquote nötig wäre, um den gleichen wirtschaftlichen Ertrag wie unter EEG-Vergütung zu erzielen. Mit anderen Worten: Wer heute Direktvermarktung statt EEG-Vergütung wählt, muss massiv beim Eigenverbrauch nachschärfen, um nicht draufzulegen.

Warum sich Direktvermarktung im Heimbereich aktuell selten lohnt

Die Gründe sind drei: Erstens sind die Fixkosten der Direktvermarktung relativ hoch zur Einspeisemenge. Lumenaza schätzt für eine 10-kWp-Anlage rund 165 € pro Jahr plus 200 € einmalige Einrichtungspauschale. Bei einer typischen Einspeisemenge von 6.500 kWh sind das 2,5 ct/kWh – mehr als der strukturelle 0,4-ct-Aufschlag des Marktprämienmodells überhaupt bringen kann. Zweitens fehlt vielen kleinen Anlagen noch das intelligente Messsystem (iMSys), das für die viertelstündliche Abrechnung Voraussetzung ist – der gMSB-Rollout zieht sich, die Wartezeit beträgt typisch 3–9 Monate. Drittens sind die Direktvermarkter-Angebote für Kleinanlagen unter 25 kWp noch dünn gesät; viele namhafte Anbieter haben Mindestgrenzen von 25, 30 oder 50 kWp.

Drei Konstellationen, in denen sich Direktvermarktung <30 kWp doch lohnt

Erstens: Speicher plus Eigenverbrauchsquote > 60 %. Wenn die Anlage mit Speicher arbeitet und das EMS die Reststrommenge gezielt in Hochpreis-Stunden einspeist, kann der mittlere Erlös bei 7–9 ct/kWh liegen statt der festen 7,78 ct. Ab 8 ct effektiv ergibt sich ein leichter Vorteil. Wichtig: Der Direktvermarkter muss EMS-fähig sein und Spotmarkt-Signale weiterleiten – das können bislang Lichtblick Plus, Octopus Energy Plus, 1Komma5° Heartbeat und einige bayerische Stadtwerke.

Zweitens: Aggregator-Modelle für sonnenBatterie, EnpalOne und 1Komma5°. Hier wird die Direktvermarktung im Komplettpaket gebucht – die Anlage ist sowieso fernsteuerbar, das Aggregator-Modell bündelt viele kleine Anlagen zu einem virtuellen Kraftwerk und vermarktet sie gemeinsam. EnpalOne wirbt mit bis zu 2.000 € pro Jahr Mehrerlös, was bei einer typischen 10-kWp-Anlage in günstigen Marktphasen möglich, aber nicht garantiert ist. Vorteil: keine eigenen Verträge mit Direktvermarktern, alles aus einer Hand. Wichtiger Vorbehalt: Diese Aggregator-Modelle sind durchgängig hersteller-gebunden — siehe Voraussetzungen direkt unten.

Drittens: Antizipation der EEG-Reform 2027. Wenn die geplante Reform wie im Arbeitsentwurf beschrieben kommt, fällt die feste Einspeisevergütung für Neuanlagen unter 25 kWp ab 1. Januar 2027 weg. Wer schon vor der Reform die Direktvermarktung etabliert und seine Prozesse aufgebaut hat, ist 2027 besser aufgestellt. Außerdem signalisieren einige Direktvermarkter erste Konditionsverbesserungen 2026, um Marktanteile zu sichern.

Praxis-Beispiel: Einfamilienhaus Lindenberg, 12 kWp mit 10-kWh-Speicher

Eine Familie in Lindenberg im Allgäu plant 2026 eine 12-kWp-Anlage auf dem Süddach inklusive 10-kWh-Speicher. Jahresertrag: rund 12.000 kWh. Die Familie hat Wärmepumpe und E-Auto, dadurch hoher Verbrauch (8.500 kWh/Jahr). Eigenverbrauchsquote mit Speicher: 65 % – 7.800 kWh selbst genutzt, 4.200 kWh ins Netz.

Variante A – feste Einspeisevergütung 2026 (empfohlen): 4.200 kWh × 7,78 ct = 327 € pro Jahr. Plus Eigenverbrauchsvorteil: 7.800 × (32 ct Netzstrom − 5 ct Stromgestehungskosten) = 2.106 € vermiedene Kosten. Gesamtvorteil: 2.433 € pro Jahr.
Variante B – Aggregator-Komplettpaket (EnpalOne, 1Komma5° Heartbeat, sonnenFlat): Erlöse aus Direktvermarktung typisch 6,8–8,5 ct/kWh effektiv durch Spot-Optimierung = 286–357 €. Plus Mehrerlös-Potenzial typisch 0–800 €/Jahr (variabel, keine Garantie). Plus Eigenverbrauchsvorteil wie oben: 2.106 €. Gesamtvorteil: 2.392–3.263 € pro Jahr, mit deutlicher Schwankungsbreite je nach Marktentwicklung. LEHR Energiesysteme empfiehlt diese geschlossenen Systeme nicht (siehe Position oben) — der theoretische Mehrerlös rechtfertigt die langfristige Hardware- und Anbieterbindung sowie die genannten Qualitäts-/Eigentümerrisiken nach unserer Bewertung nicht.

Empfehlung LEHR Energiesysteme für 2026: Bei einer 12-kWp-Privatanlage mit hohem Eigenverbrauch ist die feste Einspeisevergütung die sichere, garantierte Wahl. Aggregator-Komplettpakete (Enpal, 1Komma5°, sonnen, SENEC) empfehlen wir aus Eigentümer-, Qualitäts- und Anbieterbindungs-Gründen nicht (siehe Position oben). Das Eigenverbrauchsoptimum bleibt der zentrale Hebel, unabhängig von der Vermarktungsform. Wichtig: Inbetriebnahme bis 31. Dezember 2026, damit der Bestandsschutz greift. Mehr zur Privat-PV-Planung im Pillar PV nachrüsten Privat.

Praxis-Empfehlung Privat: Bestandsschutz noch 2026 sichern

Wer 2026 plant, eine neue Privat-PV in Betrieb zu nehmen, sollte unbedingt die feste Einspeisevergütung wählen und die Inbetriebnahme bis 31. Dezember 2026 sicherstellen. Damit ist die Anlage für 20 Jahre in der bestehenden Logik abgesichert — auch wenn 2027 die Reform für Neuanlagen kommt, ist die eigene Anlage von der Direktvermarktungspflicht ausgenommen. Die Direktvermarktung kann später, ab 2028 oder 2030, immer noch über §21c monatlich aktiviert werden, wenn sich Marktbedingungen verbessern — über einen herstellerunabhängigen Direktvermarkter, ohne Anbieterbindung. LEHR Energiesysteme empfiehlt diese Strategie konsequent für alle Privatanlagen bis 25 kWp. Aggregator-Komplettpakete von Enpal, 1Komma5°, sonnen oder SENEC empfehlen wir aus Anbieterbindungs-, Eigentümer- und Qualitätsgründen ausdrücklich nicht (siehe Position oben).

Ü20 · Ausgeförderte Anlagen · §25 EEG · bis 2032

Ü20-Anlagen – was passiert nach Ablauf der 20-jährigen EEG-Förderung?

Eine Photovoltaikanlage hat nach EEG einen Vergütungsanspruch von genau 20 Kalenderjahren plus die Restmonate des Inbetriebnahmejahres. Eine Anlage aus dem Jahr 2005 bekommt also bis 31. Dezember 2025 ihre feste Vergütung – ab 1. Januar 2026 ist sie eine sogenannte Ü20-Anlage (auch ausgeförderte Anlage oder Post-EEG-Anlage). Module mit Lebensdauern von 25–35 Jahren produzieren weiter Strom, aber die garantierte Vergütung fällt weg. 2026 betrifft das in Deutschland rund 114 MW Solarleistung – bis Ende 2027 werden es schon rund 4 GW sein, mit jährlich wachsendem Volumen. Im Allgäu sind besonders viele frühe Bürger-Solar-Anlagen aus 2003–2008 betroffen, die in diesen Jahren in die Ü20-Phase eintreten.

Drei Optionen für Ü20-Anlagen 2026

Option 1: Anschlussvergütung über den Netzbetreiber (§25 Abs. 2 EEG). Die ausgeförderte Anlage darf weiter ins Netz einspeisen und bekommt vom Verteilnetzbetreiber den Jahresmarktwert Solar abzüglich der Vermarktungskostenpauschale nach §23b EEG. Für 2025 betrug der Jahresmarktwert Solar 4,508 ct/kWh, der Abzugsbetrag der Übertragungsnetzbetreiber 0,715 ct/kWh — die Ü20-Anschlussvergütung 2025 lag damit bei 3,793 ct/kWh (mit intelligentem Messsystem halbiert sich der Abzug). Für 2026 sinkt die Vermarktungskostenpauschale laut Übertragungsnetzbetreiber auf 0,23 ct/kWh. Diese Anschlussregelung wurde mit dem Solarpaket I bis 31. Dezember 2032 verlängert und ist die einfachste Lösung – kein Direktvermarktungsvertrag, kein Smart Meter zwingend nötig, der bestehende Zähler reicht aus. Vergütung kommt einmal jährlich.

Option 2: Sonstige Direktvermarktung (§21b Abs. 1 Nr. 4 EEG). Die Anlage wird über einen Direktvermarkter an der Börse vermarktet – ohne Marktprämie, weil keine EEG-Förderung mehr besteht. Der Betreiber bekommt nur den reinen Börsenwert. Für 2025 wären das bei einer optimal vermarkteten Anlage rund 4,5–5,5 ct/kWh (Mischpreis nach Optimierung). Lohnenswert ist diese Option nur, wenn aktiv mit Speicher und EMS in Hochpreisstunden verkauft wird – sonst bringt sie weniger als die Anschlussvergütung über den Netzbetreiber, weil die Direktvermarkter-Kosten den Marktwertvorteil aufzehren.

Option 3: Eigenverbrauchsumstellung + Speicher-Nachrüstung — Anschlussvergütung bleibt erhalten. Die Anlage wird auf maximalen Eigenverbrauch optimiert – idealerweise mit einem Speicher, der zwischen 2026 und 2032 die teuren Netzstromkosten kompensiert. Wichtige Klarstellung: Auch bei Eigenverbrauchsumstellung bleibt die Anschlussvergütung nach §23b EEG für den Überschussstrom vollumfänglich erhalten — es ist keine Pflicht zum Wechsel in die sonstige Direktvermarktung. Der Netzbetreiber zahlt automatisch weiterhin Jahresmarktwert Solar minus Vermarktungskosten pro eingespeister kWh, egal ob die Anlage in Volleinspeisung oder mit Eigenverbrauch betrieben wird (Clearingstelle EEG|KWKG, §23b EEG 2023). Voraussetzung: Einbau eines Zweirichtungszählers durch den Messstellenbetreiber — der misst Bezug und Einspeisung getrennt. Wirtschaftlich oft die beste Option, weil der vermiedene Netzstrompreis (30+ ct/kWh privat, 22–28 ct/kWh gewerblich) jeden Direktvermarktungs-Erlös schlägt. Für Privatanlagen mit Wärmepumpe oder E-Auto besonders sinnvoll. Mehr zur Speicher-Nachrüstung im Pillar Stromspeicher nachrüsten.

Wann sich welche Ü20-Option lohnt

Die Entscheidung hängt von drei Faktoren ab: Anlagengröße, aktueller Eigenverbrauchsmöglichkeit und Investitionsbereitschaft für Speicher. Für Anlagen unter 10 kWp ohne Wärmepumpe und ohne E-Auto ist die Anschlussvergütung (Option 1) meist die beste Wahl – einfach, ohne Aufwand, geringer wirtschaftlicher Hebel, aber auch ohne Risiko. Für Anlagen mit Speicher oder Speicher-Nachrüstungs-Plan ist Option 3 wirtschaftlich am stärksten. Für Anlagen zwischen 20 und 100 kWp mit aktiver Steuerungsmöglichkeit kann Option 2 (sonstige DV) zur sinnvollen Beimischung werden – aber nur, wenn Speicher und EMS vorhanden sind.

Praxis-Beispiel: Ü20-Anlage Kempten Privat, 12 kWp aus 2005

Ein Einfamilienhaus in Kempten hat eine 12-kWp-Anlage von 2005 (damals noch 54 ct/kWh EEG-Vergütung). Seit 1. Januar 2026 ist die Anlage Ü20. Jahresertrag aktuell rund 10.500 kWh (Modulalterung berücksichtigt). Eigenverbrauchsquote ohne Speicher: 25 % (2.625 kWh selbst genutzt, 7.875 kWh eingespeist).

Option 1 – Anschlussvergütung 2025: 7.875 kWh × 3,793 ct = 299 € pro Jahr (Jahresmarktwert Solar 4,508 ct − Vermarktungskosten 0,715 ct). Einfach, ohne Aufwand. Für 2026 sinken die Vermarktungskosten auf 0,23 ct/kWh.
Option 2 – Sonstige Direktvermarktung: 7.875 kWh × 4,5 ct (gemittelt, optimiert) = 354 € minus 200 € Direktvermarktungs-Pauschale = 154 € netto. Schlechter als Option 1, weil zu klein für DV-Fixkosten.
Option 3 – Speicher 8 kWh nachrüsten: Eigenverbrauchsquote steigt auf 60 %, Einspeisung sinkt auf 4.200 kWh. Vermarktung Anschlussvergütung: 4.200 × 3,793 ct = 159 €. Eigenverbrauchsvorteil: 3.675 zusätzliche kWh × 32 ct/kWh = 1.176 € Stromkostenersparnis. Gesamtvorteil: 1.335 € pro Jahr – über 10 Jahre 13.350 €. Speicher-Investition typisch 6.000–8.000 € amortisiert sich in 5–6 Jahren.

Empfehlung LEHR Energiesysteme für diese Konstellation: Ganz klar Option 3 – Speicher nachrüsten, weiter Anschlussvergütung beziehen, kein eigener Direktvermarktungsvertrag nötig. Direktvermarktung lohnt sich für 12-kWp-Ü20-Anlagen schlicht nicht; der Eigenverbrauchsausbau ist der Hebel.

Praxis-Beispiel: Ü20-Bürger-Solaranlage Schwaben, 65 kWp aus 2006

Eine Bürger-Solar-Anlage auf einer Mehrzweckhalle in einem Markt in Schwaben, in Betrieb seit August 2006 mit 65 kWp. Seit September 2026 Ü20. Jahresertrag aktuell rund 56.000 kWh (Modulalterung). Eigenverbrauch durch die Halle: 30 % (16.800 kWh selbst genutzt, 39.200 kWh eingespeist). Mehrere Bürger als Gesellschafter, Bilanzierung über die GmbH der Bürgersolar-Gesellschaft.

Option 1 – Anschlussvergütung 2025: 39.200 kWh × 3,793 ct = 1.487 € pro Jahr für die Gesellschaft. Einfach, kein Aufwand.
Option 2 – Sonstige Direktvermarktung mit 40-kWh-Speicher-Nachrüstung: Mit aktiver EMS-Steuerung effektiver Erlös 6,2 ct/kWh. Erlös: 39.200 × 6,2 = 2.430 €. Direktvermarktungs-Kosten: 350 €. Netto: 2.080 € – also 470 € pro Jahr mehr als Option 1. Über 10 Jahre 4.700 € Mehrerlös. Speicher-Investition rund 25.000 € amortisiert sich aber primär über Eigenverbrauchsausbau, nicht über DV-Erlös.
Option 3 – Repowering und Speicher-Komplettpaket: Module nach 20 Jahren tauschen, Speicher integrieren, neue PV-Auslegung. Lohnt sich, wenn die Module sichtbare Leistungsabfälle haben.

Empfehlung LEHR Energiesysteme: Bei einer 65-kWp-Ü20-Anlage wird Option 2 erstmals interessant – mit Speicher und EMS-Anbindung lohnt sich die sonstige Direktvermarktung. LEHR Energiesysteme begleitet solche Konstellationen häufig bei Bürger-Solar-Vereinen und kleineren Landwirtschafts-Genossenschaften, die ihre Anlagen aus den frühen 2000ern weiterbetreiben wollen, bis die Anschlussvergütung 2032 ausläuft.

Sonstige DV · §21b Abs. 1 Nr. 4 EEG · ohne Marktprämie

Sonstige Direktvermarktung – Strom verkaufen ohne EEG-Förderung

Die sonstige Direktvermarktung nach §21b Abs. 1 Nr. 4 EEG ist die rechtliche Form, in der eine PV-Anlage ihren Strom an der Börse vermarkten kann, ohne Anspruch auf EEG-Förderung zu haben oder geltend zu machen. Es gibt keine Marktprämie, keine staatliche Auffüllung – nur den reinen Börsenwert, also den Marktwert Solar abzüglich der Direktvermarktungs-Kosten. Diese Form ist für drei Anwendungsfälle relevant.

Anwendungsfall 1: Ü20-Anlagen nach Ablauf der 20-jährigen Förderung

Wenn eine Anlage ihre EEG-Förderung ausgelaufen hat und der Betreiber sich gegen die Anschlussvergütung über den Netzbetreiber entscheidet, ist die sonstige Direktvermarktung die formelle Wahl. Wie im Abschnitt Ü20-Anschlussvergütung ausführlich gezeigt: Wirtschaftlich lohnt sie sich für Ü20-Anlagen nur, wenn die Anlage groß genug ist (typisch über 50 kWp), ein Speicher vorhanden ist und ein EMS aktiv steuert. Für reine Heimanlagen ist die Anschlussvergütung fast immer die bessere Wahl.

Anwendungsfall 2: PPA-Lieferung an einen festen Abnehmer

Bei einem Power Purchase Agreement (PPA) liefert die PV-Anlage Strom direkt an einen industriellen Abnehmer – nicht über die Börse, sondern über einen bilateralen Vertrag. Auch das ist juristisch sonstige Direktvermarktung. Für Anlagen, die einen festen Abnehmer haben (z. B. eine Nachbarschaftslieferung über das öffentliche Netz oder ein angrenzendes Industrieunternehmen), ist diese Option wirtschaftlich oft attraktiv, weil der ausgehandelte PPA-Preis deutlich über dem Spotmarktpreis liegen kann. Im Allgäuer Mittelstand gibt es seit 2024 erste Beispiele, bei denen ein landwirtschaftlicher Betrieb seine Stalldachanlage über ein PPA an ein angrenzendes Sägewerk liefert – mit Preisbindung über 10 Jahre und stabiler Vergütung weit über dem Spotmarkt. Für klassische Privatanlagen aber Sonderfall, kein Standardmodell.

Anwendungsfall 3: Ab 2027 für Neuanlagen unter 25 kWp (falls Reform kommt)

Der aktuelle Arbeitsentwurf der EEG-Reform 2027 sieht vor, dass für Neuanlagen unter 25 kWp ab 1. Januar 2027 die feste Einspeisevergütung wegfällt. Stattdessen sollen diese Anlagen entweder in die ungeförderte (= sonstige) Direktvermarktung gehen oder gar nichts mehr einspeisen (Nulleinspeisung). Sollte der Entwurf so beschlossen werden, würde die sonstige Direktvermarktung damit für privat-PV der Standardfall werden. Aktuell ist offen, ob der Entwurf in dieser Form kommt – der Bundesverband Solarwirtschaft, das Fraunhofer ISE und mehrere Verbände haben deutliche Kritik geäußert. Mehr dazu im Abschnitt EEG-Reform 2027.

Was LEHR Energiesysteme aktuell empfiehlt

Die sonstige Direktvermarktung ist aktuell selten die wirtschaftlich beste Wahl – sie ist die Fallback-Option für Konstellationen, in denen kein EEG-Anspruch besteht oder bewusst verzichtet wird. Wer 2026 eine neue Anlage plant, sollte zwingend die EEG-Förderung beanspruchen (entweder als feste Vergütung <100 kWp oder als geförderte Direktvermarktung ≥100 kWp). Die Inbetriebnahme bis 31. Dezember 2026 sichert für 20 Jahre Bestandsschutz. Ein Wechsel in die sonstige Direktvermarktung ist später monatlich möglich, wenn sich die Marktlage ändert.

Kosten · Managementprämie · Setup · Monatspauschalen

Was Direktvermarktung wirklich kostet – die Gebührenstruktur 2026

Direktvermarktung verursacht zusätzliche Kosten gegenüber der festen Einspeisevergütung – das ist der Grund, warum sich der Wechsel rechnen muss. Die Kostenstruktur lässt sich in drei Komponenten zerlegen, die je nach Anlagengröße und Anbieter unterschiedlich gewichtet sind.

Komponente 1: Managementprämie (Vermarktungsgebühr)

Die Managementprämie ist die Kerngebühr des Direktvermarkters für die laufende Vermarktung – Prognosen, Bilanzkreismanagement, Strombörsenhandel, Fernsteuerung. Sie beträgt typisch 0,1 bis 0,3 ct pro eingespeister Kilowattstunde. Bei sehr großen Anlagen (über 1 MWp) sind Werte unter 0,15 ct/kWh verhandelbar, bei Kleinanlagen unter 30 kWp eher 0,25–0,35 ct/kWh. Manche Anbieter rechnen alternativ mit festen Monatspauschalen, die sich für kleinere Anlagen rechnerisch ungünstig auswirken können.

Komponente 2: Setup-Pauschale (Einrichtung)

Die einmalige Einrichtungspauschale deckt den Aufwand für die technische Anbindung, die Vertragsabwicklung, die Anmeldung im Marktstammdatenregister mit der neuen Veräußerungsform und die Einrichtung der Fernsteuerungsschnittstelle. Typisch 150–500 € einmalig, je nach Anbieter und Anlagengröße. Für Kleinanlagen unter 25 kWp sind seit Solarpaket I keine Steuerboxen mehr nötig, was die Setup-Kosten oft halbiert.

Komponente 3: Smart-Meter-Gebühren (Messstellenbetrieb)

Für die Direktvermarktung mit 15-Minuten-Auflösung ist ein intelligentes Messsystem (iMSys) zwingend nötig. Beim grundzuständigen Messstellenbetreiber (gMSB) ist die jährliche Pauschale für Anlagen 2–100 kWp gesetzlich auf 100 € pro Jahr gedeckelt. Bei einem wettbewerblichen Messstellenbetreiber (Discovergy, Tibber, Ostrom) sind 60–120 €/Jahr typisch, aber ohne Preisobergrenze. Dafür liefert der wettbewerbliche Anbieter den Smart Meter typisch in 4–8 Wochen statt der 3–9 Monate beim gMSB. Mehr dazu im Pillar Smart Meter Pflicht.

Beispielrechnung Gesamtkosten 60-kWp-Hofstelle

Eine 60-kWp-Hofstelle im Oberallgäu mit 25.000 kWh Jahres-Einspeisung. Direktvermarkter: Next Kraftwerke mit 0,2 ct/kWh Managementprämie + 250 € Setup einmalig.

• Managementprämie laufend: 25.000 kWh × 0,2 ct = 50 € pro Jahr
• Setup-Pauschale (auf 10 Jahre gemittelt): 250 € / 10 = 25 € pro Jahr
• Smart-Meter-Gebühr gMSB: 100 € pro Jahr
• Vermittlungs- und Anbindungs-Pauschale einmalig: typisch 350 € (im Komplettpaket-Preis enthalten)
• Gesamt jährliche Direktvermarktungs-Kosten: ca. 175 € = 0,7 ct pro eingespeister kWh

Bei einem strukturellen 0,4-ct-Vorteil der DV plus typisch 0,5–1,5 ct/kWh durch aktive Speicher-EMS-Steuerung kommen pro Jahr rund 1,0–2,2 ct/kWh netto mehr rein als bei fester Vergütung – also bei 25.000 kWh netto rund 250–550 € Mehrerlös pro Jahr. Bei einer 10-kWp-Privatanlage mit 6.500 kWh Einspeisung wären die gleichen 175 € absolute Kosten aber bereits 2,7 ct/kWh – mehr als jeder Mehrerlös. Das ist der Kerngrund, warum Direktvermarktung skalierungsabhängig ist.

Solarspitzengesetz · §9 EEG · 60-%-Drossel · Hebel

Wie Direktvermarktung die 60-%-Drossel des Solarspitzengesetzes umgeht

Eine der wirtschaftlich relevantesten Folgen des Solarspitzengesetzes (in Kraft seit 25. Februar 2025): Neue PV-Anlagen ab 7 kWp ohne intelligentes Messsystem und Steuerbox dürfen nach §9 EEG nur 60 Prozent ihrer installierten Leistung ins Netz einspeisen. Bei einer 70-kWp-Anlage heißt das maximal 42 kW Einspeiseleistung – der Rest wird am Wechselrichter abgeregelt. Bei südausgerichteten Dächern in Bayern oder Schwaben bedeutet das typisch 1–4 % Jahresertrag-Verlust, je nach Eigenverbrauchsquote und Speichergröße.

Der Direktvermarktungs-Hebel

Wer in die Direktvermarktung geht, muss die Anlage ohnehin fernsteuerbar machen (mit Smart Meter und Steuerbox) – damit ist die Steuerungs-Anforderung erfüllt, die §9 EEG für den Wegfall der 60-%-Drossel verlangt. Sobald die Anlage steuerbar ist und vom Netzbetreiber erfolgreich getestet wurde, fällt die Drossel-Pflicht weg. Die Anlage darf wieder 100 % ihrer Nennleistung einspeisen. Damit ist Direktvermarktung 2026 für Gewerbe- und Landwirtschaftsanlagen 25–100 kWp ein doppelter Hebel: Erstens strukturell 0,4 ct/kWh mehr durch das Marktprämienmodell. Zweitens 1–4 % mehr Jahresertrag durch Wegfall der Drossel.

Praxis-Beispiel: 70-kWp-Anlage Allgäu ohne und mit Direktvermarktung

Eine südausgerichtete 70-kWp-Anlage auf einem Bauernhof bei Kempten produziert ohne Drossel rund 66.500 kWh pro Jahr. Mit 60-%-Drossel (ohne iMSys) gehen rund 1.500–2.700 kWh verloren – das sind im Marktwert von 5–7 ct/kWh rund 75–190 € pro Jahr. Über 20 Jahre 1.500–3.800 €. Plus: Wenn das iMSys nicht zeitnah kommt (typisch 3–9 Monate Wartezeit beim gMSB), läuft die Drossel die ganze Zeit – das addiert in den Anfangsjahren weitere Verluste.

Wer dagegen direkt mit Direktvermarktung startet, bestellt mit der PV-Anlage parallel das iMSys über einen wettbewerblichen Messstellenbetreiber (Discovergy, Tibber, Ostrom) – Lieferzeit 4–8 Wochen statt 3–9 Monate. Die Anlage geht steuerbar in Betrieb, die Drossel greift gar nicht erst. Diese Strategie ist 2026 für jede neue Gewerbe- und Landwirtschaftsanlage 25–100 kWp die Standard-Empfehlung von LEHR Energiesysteme.

Wichtig: §51 EEG-Negativpreis-Regel greift trotzdem

Eine Klarstellung, die oft fehlt: Auch in der Direktvermarktung greift §51 EEG. In Stunden mit negativen Spotmarktpreisen gibt es weder Marktwert noch Marktprämie. Die §51a-Kompensation am Ende der Vergütungslaufzeit gilt aber wie bei der festen Einspeisevergütung. Direktvermarktung umgeht also die 60-%-Drossel, nicht die Negativpreis-Regel. Das ist auch kein wirklicher Nachteil – mit Speicher und EMS-Steuerung wird Strom ohnehin nicht zu Negativpreis-Zeiten verkauft, sondern eingespeichert. Mehr zu §51 EEG und Negativpreisen im Pillar Solarspitzengesetz.

LEHR-Energiesysteme-Komplettpaket · PV + Speicher + Direktvermarkter · ein Ansprechpartner

Das LEHR-Energiesysteme-Komplettpaket – PV, Speicher und Direktvermarktung aus einer Hand

Direktvermarktung ist 2026 für viele Anlagen wirtschaftlich interessant – aber nur, wenn PV, Speicher, EMS, Smart Meter und Direktvermarkter-Vertrag als ein abgestimmtes System geplant sind. LEHR Energiesysteme bietet genau das: ein einziger Ansprechpartner für alle Komponenten, von der ersten Wirtschaftlichkeitsanalyse bis zur laufenden Erlös-Optimierung – für Privatkunden, Gewerbe und Landwirtschaft im Allgäu, in Schwaben und Oberbayern.

Der wirtschaftliche Vorteil dieser integrierten Vorgehensweise gegenüber einzelnen Aufträgen an verschiedene Spezialisten: Im Schnitt 8–15 % bessere Wirtschaftlichkeit über die 20 Jahre Vergütungslaufzeit, gemessen an klassisch beauftragten Projekten mit getrenntem PV-Installateur, Speicher-Händler und Direktvermarkter-Vertrag. Plus deutlich geringerer Aufwand für den Anlagenbetreiber – weniger Schnittstellen, weniger Koordination, ein zuständiger Ansprechpartner.