Die bevorstehende EEG-Novelle 2027 beendet die 20-jährige feste Einspeisevergütung für Photovoltaikanlagen bis 25 kW. Stattdessen sollen alle neuen Kleinanlagen in die Direktvermarktung übergehen. Dieser regulatorische Wandel zwingt auch private Kleinanlagen, die bislang auf die garantierte Einspeisevergütung vertrauten, in den Strommarkt. Gleichzeitig fehlt ein flächendeckendes, wirtschaftlich tragfähiges Direktvermarktungsangebot seitens lokaler Stadtwerke. Die Kombination aus technischen Hürden, hohen Integrationskosten und noch unklaren Kooperationsmodellen lässt die Branche in einer frühen Orientierungsphase zurück.
EEG-Novelle 2027 – Gesetzlicher Rahmen und Übergangsregelungen
Der Kabinettsentwurf zur EEG-Novelle 2027 (Bundestagsdrucksache 21/7867, Kabinettbeschluss vom 29. Juli 2026, parlamentarische Einbringung im September 2026) definiert für Neuanlagen unter 25 kW ein neues Fördermodell. Statt einer dauerhaften 20-jährigen Festvergütung wird ein befristetes Übergangsvergütungssystem eingeführt, das nach einer kurzen Phase einen Direktvermarktungsbonus vorsieht. Ziel ist ein planbarer, kosteneffizienter, netzverträglicher und marktorientierter Ausbau der erneuerbaren Energien.
- Keine dauerhafte 20-jährige Einspeisevergütung mehr für Anlagen bis 25 kW.
- Übergangsvergütung mit degressiven Zahlungen und anschließendem Direktvermarktungsbonus.
- Projektierter Finanzierungsbedarf für geförderte EE-Neuanlagen 2027-2032: 12,8 Mrd. € (Jahr 2026, Quelle S3).
Aktuelle Haltung der Stadtwerke – Ergebnisse der ASEW-Umfrage
Das Stadtwerke-Netzwerk ASEW hat im September 2026 im Rahmen einer Live-Befragung 53 Vertreter von insgesamt rund 80 teilnehmenden Stadtwerken befragt. Die wichtigsten Resultate:
- 17 % der befragten Stadtwerke haben konkrete Pläne für den Einstieg in die Direktvermarktung kleiner PV-Anlagen.
- 49 % befinden sich noch in der Evaluierungs- bzw. Orientierungsphase.
- 13 % planen derzeit keinen Einstieg, 21 % können die Frage noch nicht bewerten.
- 16 % suchen aktiv nach einem Schulterschluss mit anderen Stadtwerken, um gemeinsam Angebote zu entwickeln.
- 15 % streben Kooperationen mit spezialisierten Direktvermarktern (Aggregatoren) an.
- Eine kleine Minderheit will eine eigene Direktvermarktungslösung komplett selbst aufbauen.
Die Befragung weist jedoch eine eingeschränkte Repräsentativität auf: Sie spiegelt vor allem das Meinungsbild digital- und innovationsorientierter Stadtwerke wider, die an Fachwebinaren teilnehmen. Der Gesamtdurchschnitt kleinerer Kommunalversorger könnte daher noch zurückhaltender sein.
Technische Hürden: Der Flaschenhals intelligenter Messstellenbetrieb (iMSys)
Für die Direktvermarktung kleiner PV-Anlagen ist eine viertelstundengenaue Bilanzierung erforderlich. Dies setzt den flächendeckenden Einsatz intelligenter Messsysteme (iMSys) voraus. Die aktuelle Situation verdeutlicht einen erheblichen Nachholbedarf:
- Gesamte iMSys-Ausstattungsquote in Deutschland 2025: 5,5 % (Bundesnetzagentur, Stichtag 31.12.2025, Quelle S2).
- Erfüllungsquote bei gesetzlichen Pflichteinbaufällen (§ 45 MsbG) 2025: 23,3 % (mehr als 1,09 Mio. von ca. 4,7 Mio. Fällen, Quelle S2).
Hinter den Vorbehalten der kommunalen Versorger steht primär ein technischer Flaschenhals: die zwingend erforderliche Viertelstundenmessung. Für die Direktvermarktung im standardisierten Massengeschäft ist die flächendeckende Verfügbarkeit intelligenter Messsysteme (iMSys) essenziell. Zahlen der Bundesnetzagentur verdeutlichen jedoch den Nachholbedarf: Zum Jahreswechsel 2025/2026 lag die Ausstattungsquote über alle deutschen Messlokationen bei lediglich rund 5,5 Prozent; selbst bei den gesetzlichen Pflichtfällen waren erst 23,3 Prozent der Zähler umgerüstet. Solange grundzuständige Messstellenbetreiber den Rollout nicht flächendeckend realisieren, verursachen Sonderprozesse im Mess- und Abrechnungswesen unverhältnismäßig hohe Transaktionskosten pro Kleinkunde.
Kooperationsmodelle und Skalierungseffekte
Stadtwerke, die einen Markteintritt grundsätzlich erwägen, fokussieren auf Skalierungseffekte. Eigene IT- und Handelsplattformen lohnen sich bei geringen Stückzahlen kaum, weshalb folgende Kooperationsformen im Vordergrund stehen:
- White-Label-Modelle mit spezialisierten Aggregatoren (15 % der Befragten).
- Verbünde und Plattformen mehrerer Stadtwerke (16 % suchen aktiv den Schulterschluss).
- Hybrid-Ansätze, bei denen einzelne Stadtwerke Teilaufgaben (z. B. Messstellenbetrieb) auslagern.
Die ASEW-Erhebung zeigt, dass 42 % der Stadtwerke, die einen Einstieg grundsätzlich erwägen, noch unentschlossen sind. Die Suche nach geeigneten Partnern wird als entscheidender Erfolgsfaktor angesehen, um Fixkosten für Schnittstellen, Bilanzkreise und Abrechnungsprozesse auf viele Zählpunkte zu verteilen.
Wirtschaftliche Risiken und Margen bei Kleinanlagen
Die potenziellen Erlöse kleiner Dachanlagen (5-15 kWp) liegen im Bereich von wenigen Dutzend bis etwa hundert Euro pro Jahr. Diese geringen Mehrerlöse stehen im Kontrast zu den Transaktions-, Software- und Zählerentgelten, die bei einer nicht automatisierten Direktvermarktung anfallen. Ohne ein skalierbares Gesamtsystem drohen Margenverluste, insbesondere wenn die Integrations- und Abrechnungskosten nicht durch hohe Stückzahlen gedeckt werden können.
FAQ zur Direktvermarktung kleiner PV-Anlagen
Gilt der Wegfall der festen Einspeisevergütung auch für bestehende Photovoltaik-Anlagen?Nein, für Bestandsanlagen gilt ein verfassungsrechtlicher Vertrauensschutz: Wer seine Anlage vor Inkrafttreten der Novelle in Betrieb genommen hat, behält den zugesagten Vergütungssatz über den vollen 20-jährigen Förderzeitraum.Welche technischen Voraussetzungen sind zwingend für die Direktvermarktung von Kleinanlagen erforderlich?Notwendig ist die viertelstündliche Erfassung der Erzeugungs- und Einspeisedaten, wofür in der Praxis ein intelligentes Messsystem (iMSys / Smart Meter) erforderlich ist, da konventionelle Ferraris- oder reine Digitalzähler die Marktkommunikation nicht unterstützen.Warum bieten spezialisierte Aggregatoren bereits Lösungen an, Stadtwerke jedoch kaum?Spezialisierte Vermarkter verfügen bereits über vollständig digitalisierte Bilanzkreis- und Handelsinfrastrukturen, während Stadtwerke die hohen Fixkosten für Schnittstellen und Abrechnung erst über Kooperationen auf viele Zählpunkte verteilen müssen.
Fazit
Die EEG-Novelle 2027 stellt deutsche Stadtwerke vor die Aufgabe, kleine Photovoltaikanlagen künftig über die Direktvermarktung zu integrieren. Während die gesetzliche Vorgabe klare Übergangsfristen definiert, zeigen aktuelle Befragungen, dass nur ein kleiner Teil der Stadtwerke bereits konkrete Pläne hat. Technische Barrieren – insbesondere der unzureichende Rollout intelligenter Messsysteme – erhöhen die Integrations- und Abrechnungskosten erheblich. Gleichzeitig erschweren geringe Erlöse bei Kleinanlagen die Wirtschaftlichkeit eigenständiger Lösungen. Deshalb setzen viele Stadtwerke auf Kooperationsmodelle, White-Label-Partnerschaften und Verbünde, um Skaleneffekte zu nutzen. Ohne ein beschleunigtes iMSys-Rollout und geeignete Kooperationsstrukturen besteht das Risiko, dass das Wachstum des privaten PV-Segments im Heim- und Kleinstbereich deutlich gebremst wird.
