Stand: 10.11.2026 — Entwurf, nicht beschlossen. Das Modell ist ein Vorschlag des Solar Clusters Baden-Württemberg; nichts davon ist beschlossen oder im EEG enthalten. Alle Angaben zur Novelle beziehen sich auf den Gesetzentwurf.
Einleitung
Ab dem kommenden Jahr soll die feste Einspeisevergütung für neue kleine Solaranlagen wegfallen. So steht es im Entwurf der EEG-Novelle. Die Frage, die sich jeder stellt, der jetzt eine Anlage plant, lautet dann: Wer kauft meinen Strom? Und was bekomme ich dafür?
Die klassische Antwort heißt Direktvermarktung: Der Anlagenbetreiber schließt einen Vertrag mit einem Direktvermarkter, der den Strom an der Börse verkauft. Für große Solarparks ist das Alltag. Für eine 10-kWp-Anlage auf dem eigenen Dach ist es das nicht — Verträge, technische Anforderungen und Abrechnung sind für eine einzelne kleine Anlage schlicht zu aufwendig und zu teuer.
Genau hier setzt ein Vorschlag an, der in Berlin inzwischen als möglicher Kompromiss diskutiert wird: das Modell des Solar Clusters Baden-Württemberg. Der Verband hat es am 30. Oktober überarbeitet und präzisiert — und ihm einen neuen Namen gegeben, weil der alte Begriff zu Missverständnissen führte: „gebündelte Marktintegration kleiner und mittlerer PV-Anlagen“.
Dieser Artikel erklärt das Modell in einfacher Sprache: wie es funktioniert, was man damit verdienen kann, was man dafür braucht — und was es nicht ist. Wichtig vorab: Es ist ein Vorschlag, kein Gesetz. Ob und in welcher Form es in die EEG-Novelle aufgenommen wird, entscheidet der Bundestag — voraussichtlich erst im Dezember. Am 10. November berichtete Table.Briefings, dass die Verhandlungen über EEG und Netzpaket nun bei den stellvertretenden Fraktionsvorsitzenden liegen.
Warum braucht es überhaupt ein neues Modell?
Drei Entwicklungen kommen zusammen — und jede für sich macht die alte Welt der festen Vergütung schwieriger:
Erstens: Die feste Vergütung soll wegfallen. Nach dem Entwurf der EEG-Novelle (Bundestagsdrucksache 21/7867) gibt es für neue kleine Anlagen ab dem kommenden Jahr keine feste Einspeisevergütung mehr, sondern höchstens eine befristete Übergangszahlung von anfangs 5,2 Cent pro Kilowattstunde für maximal 36 Monate. Danach müssten Betreiber ihren Strom selbst vermarkten. Das ist der Ausgangspunkt — ausführlich erklärt in den Artikeln #101 und #103.
Zweitens: An sonnigen Tagen ist Solarstrom zeitweise fast nichts wert. Wenn mittags sehr viele Anlagen gleichzeitig einspeisen, fallen die Börsenpreise — in manchen Stunden sogar unter null. Dann ist es für das Stromsystem nicht sinnvoll, noch mehr Solarstrom einzuspeisen. Wer trotzdem einspeist, bekommt dafür kaum etwas oder muss im Extremfall sogar zahlen.
Drittens: Die individuelle Direktvermarktung überfordert kleine Anlagen. Ein eigener Direktvermarkter-Vertrag, ein intelligentes Messsystem, Viertelstunden-Abrechnung — das alles kostet Geld und Aufwand, der sich bei einer Dachanlage mit ein paar tausend Kilowattstunden Einspeisung im Jahr kaum rechnet. Das Solar Cluster warnt seit seiner Stellungnahme im Juli davor, kleine und mittlere Anlagen mit komplizierter Direktvermarktung und einer starren Kappung zu überfordern. Die Alternative, die der Gesetzentwurf vorsieht — die Einspeisung dauerhaft auf 50 Prozent der installierten Leistung zu begrenzen — hält der Verband für nicht zielgenau: Sie hält auch dann Strom zurück, wenn er gebraucht wird und einen positiven Marktwert hat.
Das Modell des Solar Clusters will einen dritten Weg gehen. Die Anlagen sollen sich am Markt orientieren. Niemand soll dafür einen eigenen Vermarkter suchen oder komplizierte Verträge abschließen müssen.
Das Modell in einem Satz — und in vier Schritten
In einem Satz: Die Anlage speist nur dann ins Netz ein, wenn der Börsenpreis positiv ist. Was sie einspeist, geht in die gebündelte Vermarktung. Der Betreiber bekommt einen Anteil an den tatsächlich erzielten Markterlösen.
So läuft es im Einzelnen ab:
1. Der Wechselrichter kennt den Strompreis von morgen. Der Wechselrichter oder das Heim-Energiemanagementsystem (HEMS) erhält die Day-Ahead-Preise über eine gesicherte technische Schnittstelle. Das sind die Börsenpreise für den Folgetag. Die Preise sind öffentlich verfügbar. Nach Einschätzung des Solar Clusters könnten die Hersteller die Steuerung über ihre bestehenden Portale umsetzen. Auch ein HEMS wäre möglich — mit vergleichsweise geringem Aufwand.
2. Bei negativen Preisen wird nicht eingespeist. Liegt der Börsenpreis unter null, speist die Anlage keinen Strom ins öffentliche Netz ein. Eigenverbrauch und das Laden eines vorhandenen Speichers bleiben weiterhin möglich — der Strom geht dann eben ins eigene Haus oder in den Speicher, statt ins Netz.
3. Der eingespeiste Strom wird gebündelt vermarktet. Die Mengen vieler kleiner Anlagen werden zusammengefasst und gemeinsam vermarktet. Der Anschlussnetzbetreiber übernimmt die Abnahme und die Abrechnung gegenüber den Anlagenbetreibern; die gebündelte Vermarktung selbst erfolgt durch den Übertragungsnetzbetreiber. Der einzelne Betreiber muss sich um nichts davon kümmern.
4. Abgerechnet wird einmal im Jahr. Für die Abrechnung reicht zunächst die gemessene Jahreseinspeisung. Der durchschnittliche Poolerlös des Jahres wird ermittelt und mit der tatsächlich eingespeisten Jahresstrommenge der jeweiligen Anlage multipliziert — abzüglich eines transparenten Vermarktungsentgelts. Ein intelligentes Messsystem ist dafür keine Startvoraussetzung. Das Prinzip der Jahresabrechnung kennt man bereits aus dem EEG, und der durchschnittliche Poolerlös könnte ähnlich ermittelt werden wie der Marktwert Solar, den die Übertragungsnetzbetreiber heute schon veröffentlichen.
Die vier Schritte im Überblick
| Schritt | Wer macht was? |
|---|---|
| Preise erhalten | Wechselrichter oder HEMS rufen die Day-Ahead-Preise ab |
| Einspeisung steuern | Bei negativen Preisen keine Netzeinspeisung; Eigenverbrauch und Speicherladen weiter möglich |
| Vermarktung | Gebündelt über den Übertragungsnetzbetreiber |
| Abnahme und Abrechnung | Anschlussnetzbetreiber gegenüber den Betreibern, einmal jährlich |
| Vergütung | Tatsächlich erzielte Poolerlöse, abzüglich eines transparenten Vermarktungsentgelts |
Was verdient man damit? Die Zahlen des Solar Clusters
Das Solar Cluster hat sein Modell mit neuen Modellrechnungen unterlegt — und die Zahlen sind der interessanteste Teil des Vorschlags, weil sie zeigen, dass Marktpreise für kleine Anlagen kein schlechtes Geschäft sein müssen, wenn man die Stunden mit negativen Preisen auslässt:
| Wert | Betrag |
|---|---|
| Durchschnittlicher Poolerlös 2025 (Modellrechnung, bei Vermeidung der Einspeisung in negativen Preisstunden) | rund 6,8 bis 7,0 ct/kWh, je nach Ausrichtung der Anlage |
| Jahreshochrechnung 2026 | 8,48 ct/kWh |
| Zum Vergleich: feste EEG-Vergütung, Teileinspeisung bis 10 kWp | 7,86 ct/kWh (Januar), 7,78 ct/kWh (Februar bis Juli), 7,70 ct/kWh (ab August) |
Drei Einschränkungen gehören unbedingt dazu, weil sie sonst leicht missverstanden werden:
Die Poolerlöse sind Bruttowerte vor Abzug des Vermarktungsentgelts — und keine garantierten Vergütungen. Wie hoch das Entgelt ausfällt, steht noch nicht fest. Erst nach Abzug weiß man, was beim Betreiber ankommt.
Die eingespeiste Menge ist kleiner als bei einer Anlage, die immer einspeist. Die vergleichsweise hohen Durchschnittserlöse entstehen gerade deshalb, weil in negativen Preisstunden nicht eingespeist wird. Ein ehrlicher Vergleich muss deshalb neben dem Preis je Kilowattstunde auch die eingespeiste Menge berücksichtigen — darauf weist das Solar Cluster selbst ausdrücklich hin.
Die Erlöse schwanken mit dem Markt. Anders als die feste Vergütung ist der Poolerlös nicht garantiert. Steigen die Poolerlöse in den kommenden Jahren, profitieren die Betreiber nach dem Modell vollständig davon — eine Abschöpfung höherer Erlöse, wie sie bei zweiseitigen Contracts for Difference (CfD) vorgesehen ist, findet nicht statt. Fallen die Marktpreise, sinken umgekehrt auch die Erlöse.
Was das für eine 10-kWp-Anlage bedeutet
Ein Rechenbeispiel zur Einordnung (Annahmen, keine Garantie): Eine 10-kWp-Anlage mit rund 9.500 Kilowattstunden Ertrag im Jahr und etwa 30 Prozent Eigenverbrauch speist rund 6.650 Kilowattstunden ein. Mit dem mittleren Poolerlös 2025 von rund 6,9 Cent wären das brutto rund 459 Euro im Jahr — vor Abzug des Vermarktungsentgelts und bei gleicher eingespeister Menge. Mit der heutigen festen Vergütung von 7,70 Cent wären es rund 512 Euro. Der Abstand ist also nicht groß — aber das Beispiel unterschlägt, dass im Modell tatsächlich weniger Strom eingespeist wird (die negativen Stunden fallen weg) und dafür zu einem besseren Durchschnittspreis. Ob das Modell für eine konkrete Anlage besser oder schlechter abschneidet als die alte Vergütung, hängt deshalb von Ausrichtung, Eigenverbrauch und Speicher ab — nicht von einer einzigen Zahl.
Was das Modell nicht ist
Der neue Name ist kein Zufall: Das Solar Cluster hat ihn gewählt, weil der alte Begriff — „massentaugliche Direktvermarktung“ — immer wieder falsch verstanden wurde. Deshalb lohnt es sich, die Abgrenzung klar zu machen:
Keine klassische individuelle Direktvermarktung. Unter Direktvermarktung verstehen die meisten zu Recht ein Modell mit einem individuellen Direktvermarkter, eigenen Verträgen, technischen Anforderungen und aufwendiger Abrechnung. Genau diese Komplexität will das Modell für kleine Anlagen vermeiden. Der Betreiber sucht keinen Vermarkter und schließt keinen Vermarktungsvertrag ab — die Vermarktung läuft gebündelt über den Netzbetreiber.
Keine feste Vergütung und keine Marktprämie. Im Modell gibt es weder einen gesetzlich festgelegten Vergütungssatz noch eine EEG-Marktprämie. Die Vergütung erfolgt ausschließlich aus den Markterlösen. Eine zusätzliche Förderung über das EEG-Konto ist nach dem Vorschlag nicht erforderlich. Eine Nuance aus der Stellungnahme vom Juli: Für reine Volleinspeiser — Anlagen ohne Eigenverbrauch — hatte das Solar Cluster damals noch eine ergänzende Marktprämie für nötig gehalten, damit dieses Segment wirtschaftlich bleibt. Das Modell ist in erster Linie für Anlagen mit Eigenverbrauch gedacht.
Kein Ersatz für alle anderen Lösungen. Wer eine weitergehende Optimierung möchte, soll nach dem Vorschlag weiterhin die individuelle Direktvermarktung wählen können. Die gebündelte Marktintegration ist eine zusätzliche Option, kein Zwang für alle.
Keine starre 50-Prozent-Kappung. Statt die Einspeisung dauerhaft auf die Hälfte der Anlagenleistung zu begrenzen, wird nur dann eingegriffen, wenn der Strompreis tatsächlich keinen oder nur einen sehr geringen Wert hat. Wenn Strom gebraucht wird und einen positiven Marktwert hat, darf er eingespeist werden.
Was braucht man technisch — und was nicht?
Die gute Nachricht für Hausbesitzer: Nach dem Vorschlag braucht man zum Start wenig Neues.
Was man braucht: Einen Wechselrichter oder ein Heim-Energiemanagementsystem, das die Day-Ahead-Preise empfangen und die Einspeisung bei negativen Preisen stoppen kann. Die Day-Ahead-Preise sind bereits öffentlich verfügbar, und die Hersteller könnten die Steuerung über ihre bestehenden Portale umsetzen, sobald die rechtlichen Voraussetzungen geschaffen sind.
Was man zum Start nicht braucht: Ein intelligentes Messsystem (iMSys) ist keine Startvoraussetzung, weil die Vergütung auf Grundlage der Jahreseinspeisung abgerechnet wird. Zur Kontrolle, ob die Abregelung tatsächlich erfolgt, könnten beispielsweise Viertelstundenwerte aus dem Wechselrichterportal herangezogen werden; alternativ ist auch eine Überprüfung über ein intelligentes Messsystem möglich.
Was die Politik noch festlegen muss: Welcher öffentlich abrufbare Day-Ahead-Börsenpreis für die preisabhängige Abregelung maßgeblich ist; dass der Anschlussnetzbetreiber den entsprechend gesteuerten Überschussstrom abnimmt und abrechnet; und dass die Übertragungsnetzbetreiber die Strommengen gebündelt vermarkten. Aus Sicht des Solar Clusters sind die notwendigen gesetzlichen Ergänzungen überschaubar — aber sie müssen erst beschlossen werden.
Was fehlt noch, bis das Modell kommt?
Das Modell ist ein Vorschlag — und bis es Gesetz wird, sind mehrere Fragen offen:
Es steht noch nicht im EEG. In der vorgeschlagenen Form ist das Modell noch nicht im EEG vorgesehen. Es wird allerdings bereits darüber diskutiert, ob es in die EEG-Novelle 2027 aufgenommen werden könnte. Die Entscheidung darüber fällt mit der Novelle selbst — voraussichtlich erst im Dezember, nachdem die Verhandlungen nun bei den stellvertretenden Fraktionsvorsitzenden liegen.
Die EU-Frage ist noch nicht geklärt. Weil das Modell keine zusätzliche staatliche Förderung vorsieht, geht das Solar Cluster davon aus, dass für diese Vermarktungsform keine beihilferechtliche Genehmigung durch die EU-Kommission erforderlich wäre. Das müsste bei der gesetzlichen Umsetzung aber noch rechtlich bestätigt werden — eine Garantie ist das nicht.
Die technische Schnittstelle muss definiert werden. Festgelegt werden muss unter anderem, über welches Portal oder welche Schnittstelle die Day-Ahead-Preise verbindlich übermittelt werden — und ob das rechtzeitig funktioniert. Das ist eine offene Umsetzungsfrage, keine beschlossene Lösung.
Der Bundestag muss es überhaupt aufnehmen. Das Modell ist einer von mehreren Vorschlägen in den Verhandlungen. Es kann in die Novelle aufgenommen, verändert oder auch nicht übernommen werden. Wer seine Anlage plant, sollte deshalb nicht auf dieses Modell warten — mehr dazu in der Checkliste unten.
Checkliste: Was bedeutet das Modell für Ihre Planung?
- Wenn Ihre Anlage noch in diesem Jahr in Betrieb geht: Das Modell betrifft Sie nicht. Sie sichern sich mit der Inbetriebnahme bis zum 31. Dezember die heutige feste Vergütung für 20 Jahre — das ist die sicherste Variante, und sie hängt von keiner Entscheidung im Dezember ab. Details dazu in Artikel #105.
- Geht Ihre Anlage erst im kommenden Jahr in Betrieb: Dann ist das Modell eine der Optionen, die über Ihre künftigen Einnahmen entscheiden. Verfolgen Sie den Beschluss im Dezember: Wird die gebündelte Marktintegration aufgenommen, bekommen Sie eine einfache Vermarkungslösung ohne eigenen Direktvermarkter. Wird sie es nicht, greift nach dem Entwurf zunächst die Übergangsregelung — und danach die individuelle Direktvermarktung.
- Verbrauchen Sie viel Strom selbst oder haben Sie einen Speicher: Dann ist das Modell für Sie besonders interessant. Eigenverbrauch und Speicherladen bleiben bei negativen Preisen weiterhin möglich. Genau die Stunden, in denen Einspeisen sich nicht lohnt, nutzen Sie selbst.
- Wenn Sie Volleinspeiser sind: Vorsicht — das Modell ist in erster Linie für Anlagen mit Eigenverbrauch gedacht. Für reine Volleinspeisung hatte das Solar Cluster selbst noch eine ergänzende Marktprämie für nötig gehalten. Warten Sie den beschlossenen Gesetzestext ab, bevor Sie mit den Poolerlösen rechnen.
- Rechnen Sie nicht mit den Brutto-Poolerlösen als Garantie: 6,8 bis 7,0 Cent (2025) und 8,48 Cent (Hochrechnung 2026) sind Modellrechnungen vor Abzug des Vermarktungsentgelts — keine zugesagten Sätze. Rechnen Sie Ihre Anlage einmal ganz ohne Einspeisevergütung: Wenn sie sich dann noch trägt, sind Sie von der Novelle weitgehend unabhängig. Der Kostenrechner hilft dabei.
- Warten Sie nicht auf das Modell, um zu bauen: Es ist nicht beschlossen, und niemand kann heute sagen, ob und in welcher Form es kommt. Dach, Statik, Netzanschluss und Angebote können Sie schon jetzt klären — das kostet keine Vergütung und keine Option.
Häufige Fragen
Ist das Modell schon beschlossen?
Nein. Es ist ein Vorschlag des Solar Clusters Baden-Württemberg vom Juli, überarbeitet am 30. Oktober. Ob es in die EEG-Novelle 2027 aufgenommen wird, entscheidet der Bundestag — voraussichtlich erst im Dezember.
Muss ich dann einen Direktvermarkter suchen?
Nein — genau das ist der Punkt des Modells. Die Vermarktung läuft gebündelt: Der Anschlussnetzbetreiber nimmt den Strom ab und rechnet ab, der Übertragungsnetzbetreiber vermarktet die gebündelten Mengen. Sie schließen keinen eigenen Vermarktungsvertrag ab.
Brauche ich ein intelligentes Messsystem?
Nein, nicht zum Start. Die Abrechnung erfolgt auf Basis der gemessenen Jahreseinspeisung. Ein intelligentes Messsystem kann später zur Kontrolle dienen, ist aber keine Voraussetzung.
Was passiert mit meinem Strom, wenn die Börsenpreise negativ sind?
Er wird nicht ins Netz eingespeist. Eigenverbrauch und das Laden eines Speichers bleiben möglich — der Strom wird dann im eigenen Haus genutzt, statt zu einem negativen Preis verkauft zu werden.
Wie hoch ist die Vergütung genau?
Das steht nicht fest — es gibt keinen festen Satz. Die Betreiber erhalten die tatsächlich erzielten Poolerlöse abzüglich eines Vermarktungsentgelts. Die Modellrechnungen des Solar Clusters liegen bei rund 6,8 bis 7,0 Cent je Kilowattstunde für 2025 und 8,48 Cent in der Hochrechnung für 2026 — brutto, vor Abzug des Entgelts, und keine Garantie.
Was passiert, wenn das Modell nicht in die Novelle kommt?
Dann gilt, was die Novelle beschließt. Nach dem Entwurf wäre das für Anlagen mit Inbetriebnahme im kommenden Jahr zunächst die Übergangszahlung von anfangs 5,2 Cent pro Kilowattstunde für maximal 36 Monate — und danach die individuelle Direktvermarktung. Die Einzelheiten stehen erst mit dem beschlossenen Gesetz fest.
Fazit
Die gebündelte Marktintegration ist der interessanteste Kompromissvorschlag in der EEG-Debatte, weil sie zwei Dinge verbindet, die sonst gegeneinander stehen: Die Anlagen verhalten sich marktdienlich — sie speisen nur ein, wenn der Strom einen Wert hat — und trotzdem muss kein Hausbesitzer einen Direktvermarkter suchen, Verträge lesen oder ein intelligentes Messsystem einbauen lassen. Die Zahlen des Solar Clusters zeigen, dass das kein Verzichtsgeschäft sein muss: Poolerlöse von rund 6,8 bis 7,0 Cent (2025) und 8,48 Cent in der Hochrechnung für 2026 liegen in der Nähe der heutigen festen Vergütung — brutto und ohne Garantie, aber eben auch ohne starre Kappung und ohne zusätzliche Förderung aus dem EEG-Konto.
Ob das Modell kommt, entscheidet sich im Dezember — zusammen mit der Novelle selbst. Bis dahin gilt: Wer noch in diesem Jahr in Betrieb geht, braucht das Modell nicht. Wer erst im kommenden Jahr in Betrieb geht, sollte den Beschluss abwarten und seine Anlage so planen, dass sie sich auch ohne feste Vergütung trägt — mit Eigenverbrauch, gegebenenfalls mit Speicher und mit einem Blick auf die gebündelte Marktintegration als mögliche einfache Vermarktungslösung.
Zur Verzögerung und was sie für Ihre Planung bedeutet: EEG-Novelle verzögert sich: Was die Verschiebung in den Dezember für Ihre Solaranlage bedeutet
Mehr dazu, was passiert, wenn bis 31. Dezember kein EEG steht: Was passiert, wenn bis 31. Dezember kein EEG steht?
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Mehr zu Preisen, Speicher und Amortisation: Solaranlage Kosten: Preise, Speicher & Ersparnis
Quellen
- Solar Cluster Baden-Württemberg, 31. Oktober 2026: „Vom Begriff Direktvermarktung zur gebündelten Marktintegration: Das Solar Cluster präzisiert seinen Vorschlag für kleine PV-Anlagen“ (Gespräch mit Dr. Jann Binder und Carolin Grieshop) — https://solarcluster-bw.de/de/news/news-einzelansicht/vom-begriff-direktvermarktung-zur-gebuendelten-marktintegration-das-solar-cluster-praezisiert-seinen-vorschlag-fuer-kleine-pv-anlagen
- Solar Cluster Baden-Württemberg, Juli 2026: Stellungnahme zur EEG-Novelle 2027 und Anlage „Vereinfachte Marktintegration für PV-Kleinanlagen“ (Modellvorschlag, Segment unter 100 kW; Marktprämie für Volleinspeiser weiterhin erforderlich) — https://solarcluster-bw.de/de/news/news-einzelansicht/eeg-novelle-solar-cluster-baden-wuerttemberg-legt-eigenen-vorschlag-vor
- Table.Briefings, 10. November 2026: „EEG und Netzpaket: Ab jetzt verhandeln die Fraktionsvizes“ — Verhandlungen nun bei den stellvertretenden Fraktionsvorsitzenden, Verabschiedung weiterhin voraussichtlich im Dezember. https://table.media/climate/news/eeg-und-netzpaket-ab-jetzt-verhandeln-die-fraktionsvizes
- Gesetzentwurf EEG 2027, Bundestagsdrucksache 21/7867, 1. Lesung 24. September 2026: Übergangszahlung anfangs 5,2 ct/kWh für maximal 36 Monate für Anlagen unter 50 kW mit Inbetriebnahme 2027 (Entwurf, nicht beschlossen).
- ZfK — Zeitung für kommunale Wirtschaft, 6. November 2026 (aktualisiert 8. November 2026, 22:10 Uhr): „EEG-Netzpaket: Verschiebung in den Dezember“ — https://www.zfk.de/politik/deutschland/eeg-netzpaket-dezember-verschiebung-cdu-csu-spd
- Bundesnetzagentur: Einspeisevergütung für Anlagen mit Inbetriebnahme 1. August bis 31. Dezember 2026 — 7,70 ct/kWh Teileinspeisung bis 10 kWp (7,86 ct/kWh im Januar, 7,78 ct/kWh Februar bis Juli), Vergütungsdauer 20 Jahre zuzüglich des Jahres der Inbetriebnahme.
- Preise: ADAC und Verbraucherzentrale NRW, Stand 28.08.2026 (10 kWp ca. 14.100–14.300 Euro, 1.010–2.090 Euro pro kWp); Strompreis rund 30 ct/kWh als Rechengröße für den Eigenverbrauch.
