Neue kleine Solaranlagen sollen nach dem Regierungsentwurf zum Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) keine feste Einspeisevergütung mehr bekommen. Damit bestimmt der Eigenverbrauch, wie groß Anlage und Speicher sein sollten. Diese Seite rechnet das für verschiedene Haushalte durch, mit und ohne Wärmepumpe und E-Auto, für Ein- und Mehrfamilienhäuser, mit festem oder dynamischem Stromtarif.
Grundlage sind die Standardannahmen des Rechners: Strompreis 35 ct/kWh, Zins 2 % real (Inflation bereits abgezogen, bei 2 % Inflation rund 4 % nominal), Süddach mit 1.000 kWh je kWp, Preise für Anlage und Speicher Stand 2026. Alle Werte lassen sich im Rechner ändern.
Strom aus neuen Anlagen unter 25 kW bringt nach dem Entwurf drei Jahre lang 5,2 ct/kWh. Danach bleibt die Direktvermarktung, deren Kosten bei kleinen Mengen einen großen Teil des Erlöses aufzehren. Jede selbst genutzte Kilowattstunde spart dagegen den Strompreis, also rund 35 ct. Ein volles Dach lohnt sich nur noch, wenn der Strom im Haus gebraucht wird.
Für einen 4-Personen-Haushalt mit 3.800 kWh liegt das beste Ergebnis nach dem Entwurf bei 4 kWp mit 6 kWh Speicher und −25 €/a, also bei null, wenn der Speicher zum Angebotspreis eines Fachbetriebs gekauft wird. Mit selbst beschaffter Speicherhardware (rund 300 €/kWh installiert) sind es 5 kWp, 9 kWh und +117 €/a. Für 2 Personen rechnet sich in keinem Fall eine Anlage. Unter dem geltenden EEG (Inbetriebnahme bis 31.12.2026) wären es mit Fachbetriebspreisen 7 kWp, 6 kWh und +228 €/a. Ohne den geplanten Aufschlag der Netzentgeltreform für Haushalte mit eigener Erzeugung (bis 100 €/a ab 2029) stünden im Entwurf +65 €/a, bei 40 ct Strompreis +98 €/a.
Ein 4-Personen-Haushalt mit Wärmepumpe und E-Auto (rund 9.500 kWh im Jahr) kommt auf 15 kWp und 6 kWh Speicher, mit einem Vorteil von +716 €/a nach Kapitalkosten. Der Speicher liegt bei Fachbetriebspreisen bei 0,6 bis 1,1 kWh je 1.000 kWh, mit selbst beschaffter Hardware bei 1,4 bis 1,9 kWh (im Beispiel 13 kWh und +888 €/a). Das Optimum ist flach: Zwischen 13 und 15 kWp und 4 bis 9 kWh ändert sich das Ergebnis um weniger als 30 €/a. Wichtiger als die genaue Größe ist die Steuerung: Bei 12 kWp und 6 kWh hebt das Überschussladen den Vorteil eines Pendlerhaushalts mit E-Auto im Modell von 55 auf 331 €/a. Mit zwei E-Autos verdoppelt sich der Vorteil (15 kWp, 6 kWh, +718 €/a), ein Mehrfamilienhaus mit sechs Wohnungen kommt auf 30 kWp mit 22 kWh und rund 180 €/a je Wohnung (Rechner: Gebäude „Mehrfamilienhaus“).
Über 15 kWp steigt die Preisobergrenze für das intelligente Messsystem von 50 auf 110 €/a; deshalb enden viele Optima genau bei 15 kWp. Ab 25 kW sieht der Entwurf die Marktprämie vor (anzulegender Wert 6,2 ct/kWh, 20 Jahre). Für Haushalte mit Wärmepumpe ist eine 25-kWp-Anlage im Modell 10 bis 55 €/a besser als eine mit 15 kWp; dazwischen, bei 16 bis 24 kWp, liegt das Ergebnis unter beiden. Die Marktprämie selbst ist dabei der kleinere Posten: Sie bringt gegenüber der Übergangszahlung vor allem Laufzeit, 20 statt 3 Jahre (Ansicht „Vermarktung“).
Der Bundestag hat den Entwurf am 24. September in erster Lesung beraten; am 5. Oktober hörte der Ausschuss für Wirtschaft und Energie Sachverständige an. Der Bundesrat verlangt unter anderem eine Vergütung zum Marktwert für kleine Anlagen, die Marktprämie auch unter 25 kW und die Streichung der 50-%-Grenze. Außerdem fehlt die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission; die Genehmigung des EEG 2023 endet am 31.12.2026.
PV-Leistung und Speichergröße mit dem größten jährlichen Vorteil nach Kapitalkosten, darunter der Vorteil gegenüber reinem Netzbezug, die statische Amortisation und der Bereich, in dem das Ergebnis höchstens 30 €/a schlechter ist.
Annahmen: E-Auto 12.000 km/a, 18 kWh/100 km, 75 % zu Hause geladen, Pendler mit Überschussladen. Wärmepumpe im sanierten Bestand (12.000 kWh Raumwärme, Vorlauf 45 °C bei −12 °C) plus 700 kWh Warmwasser je Person, PV-geführt. Süddach 35°, höchstens 20 kWp. Haushaltsstrom nach Stromspiegel 2025 (Ein- und Zweifamilienhaus, ohne elektrische Warmwasserbereitung). Die Marktwert-Variante entspricht der Forderung des Bundesrats für kleine Anlagen: Vergütung zum Marktwert für 20 Jahre, ohne 50-%-Grenze. Speicher: Angebot Fachbetrieb 1.000 € + 450 €/kWh, schlank kalkuliert 1.000 € + 300 €/kWh, Hardware selbst beschafft 1.000 € + 200 €/kWh (Ansicht „Kosten“).
„Vorteil“ ist der jährliche Überschuss nach Kapitalkosten: vermiedener Netzbezug plus Einspeiseerlös, abzüglich Annuität für Anlage und Speicher, Betrieb, Mehrkosten des Messsystems und des geplanten Netzentgelt-Aufschlags. Ein Wert von null heißt, dass sich die Investition genau zum angesetzten Zins von 2 % real verzinst. Real heißt: Die Inflation ist bereits abgezogen; bei 2 % Inflation entspricht das rund 4 % nominal.
Die Amortisation ist statisch: Investition geteilt durch den jährlichen Überschuss vor Kapitalkosten. Sie liegt meist zwischen 10 und 15 Jahren. Bei 25 Jahren Lebensdauer der Module ist das tragfähig, aber kein Selbstläufer.
Der Speicherpreis verschiebt vor allem die Speichergröße. Mit selbst beschaffter Hardware verdoppelt sich die optimale Kapazität in Haushalten mit Wärmepumpe ungefähr; die PV-Leistung steigt allenfalls um wenige kWp.
Viele Optima liegen genau bei 15 kWp. Das ist die Schwelle, ab der die Preisobergrenze für das Messsystem steigt. Mit größerem Dach lohnt es sich für Haushalte mit Wärmepumpe, auf 25 kWp zu gehen, weil dort die Marktprämie beginnt (Rechner: maximale PV-Leistung erhöhen).
Der Entwurf soll zum 1. Januar 2027 gelten. Anlagen, die bis 31. Dezember 2026 in Betrieb gehen, behalten nach dem Entwurf das bisherige Recht mit 20 Jahren Einspeisevergütung.
Der Rechner simuliert ein Jahr in Stundenschritten: Haushaltsstrom, Wärmepumpe, E-Auto, Solarerzeugung und Speicher. Für jede Kombination aus PV-Leistung (Kilowatt Peak, kWp) und Speichergröße (kWh) ermittelt er den jährlichen Vorteil nach Kapitalkosten und zeigt das Optimum. Neben dem Einfamilienhaus lässt sich ein Mehrfamilienhaus mit Gebäudeversorgung oder Mieterstrom rechnen (bis 30 Wohnungen, Dach bis 100 kWp, Speicher bis 60 kWh), mit bis zu fünf E-Autos und wahlweise mit einem dynamischen Stromtarif auf Basis der Börsenpreise 2025.
Alle Autos mit derselben Fahrleistung und Wallbox-Leistung; das zweite Auto steht öfter zu Hause (teils Homeoffice), weitere meist zu Hause.
Stundenpreise aus dem Day-Ahead-Markt 2025, mit Umsatzsteuer durchgereicht; Netzentgelte, Umlagen und Steuern wie im festen Tarif. Bei 0 zahlt ein Haushalt mit Standardlastprofil im Mittel denselben Preis wie im festen Tarif. E-Auto und Wärmepumpe laden dann in den billigsten Stunden.
Quellen und Einordnung der Standardwerte: Ansicht „Quellen“.
Vorteil nach Kapitalkosten für drei Speichergrößen. Senkrechte Linien: Schwellen bei 7, 15 und 25 kWp.
Jahressummen bei der gewählten Auslegung
Deckung des gesamten Verbrauchs im Jahr
Startet beim Sweet Spot. Die Grafiken zu Stromfluss, Monaten und Kosten folgen dieser Auswahl.
Wer was hat: Betreiber und Bewohner bei der eigenen Auslegung.
Verbrauch je Monat, aufgeteilt nach Herkunft, und Solarerzeugung (Linie)
Annuitäten in Euro pro Jahr, real, also in heutigen Preisen mit herausgerechneter Inflation. Grundpreise für Strom- und Gasanschluss, Wartung und Fahrzeugkauf sind nicht enthalten.
Jährlicher Vorteil in €/a. Blau: positiv, rot: negativ. Rahmen: Sweet Spot und eigene Auslegung.
Abgebildet: ein Wetterjahr in Stundenwerten (Testreferenzjahr des Deutschen Wetterdienstes, Oberrheingraben, auf heutige Strahlung und den gewählten Ertrag skaliert), ein stochastisches Haushaltslastprofil auf Basis des BDEW-Standardlastprofils H25 (im Mehrfamilienhaus das glatte Standardlastprofil für die Summe der Wohnungen), Wärmepumpe mit temperaturabhängiger Leistungszahl, ein bis fünf E-Autos mit Abwesenheitszeiten, Speicher mit Wirkungsgrad, Standby und prognosebasiertem Laden bei Einspeisegrenze, die Stundenpreise des Day-Ahead-Markts 2025 für negative Preise und den dynamischen Tarif, beim dynamischen Tarif preisgeführtes Nachladen von E-Auto und Wärmepumpe, im Mehrfamilienhaus Mess- und Abrechnungskosten je Wohnung und der Mieterstromzuschlag.
Nicht abgebildet: Viertelstunden- und Minutenspitzen (Stundenwerte überschätzen den Direktverbrauch leicht), Verschattung, Urlaube, Heizstab, Netzladen des Speichers zur Preisarbitrage, Umsatz- und Einkommensteuer oberhalb der steuerlichen Grenzen (Einfamilienhaus 30 kWp), Finanzierungskosten über den Kalkulationszins hinaus, im Mehrfamilienhaus die Verteilung des Vorteils zwischen Betreiber und Bewohnern (dafür die Tabelle „Verteilung im Haus“).
Abgleich: Bei 4.000 kWh, 4 kWp und ohne Speicher liefert das Modell rund 33 % Autarkie, mit 4 kWh Speicher rund 57 %. Simulationen der HTW Berlin mit Minutenwerten kommen auf etwa 30 % und 56 %.
Ein Kilowatt Peak Module kostet im Großhandel 115 bis 155 €. Schlüsselfertig auf dem Einfamilienhaus zahlt man 900 bis 1.800 € je kWp. Der größte Teil steckt in Arbeit, Elektrik, Gerüst und Vertrieb. Deshalb kostet jedes zusätzliche kWp deutlich weniger als die ersten.
Schlüsselfertige Dachanlagen auf Einfamilienhäusern, ohne Speicher. Für Anlagen bis 30 kWp gilt 0 % Umsatzsteuer (§ 12 Abs. 3 Umsatzsteuergesetz), netto ist hier gleich brutto.
Balken: Spannen je Quelle. Punkte: Modellwert des Rechners (3.500 € Fixkosten plus 850 € je kWp). 42watt (Stand Juli 2026) nennt Klassen von 3–5 und 5–10 kWp, reduco.ai (August 2026) Werte für 5, 10, 15 und 20 kWp, Fraunhofer ISE 900 bis 1.500 €/kWp für 10 kWp (Ende 2025).
Die Baukosten-Datenbank der Architektenkammern (BKI, 1. Quartal 2026) nennt für 10 kWp 20.040 € im Neubau und 22.050 € im Altbau, also rund 2.000 bis 2.200 €/kWp. Das liegt etwa doppelt so hoch wie die Angebotsportale. Die Werte stammen aus abgerechneten Bauprojekten und enthalten Leistungen, die bei Einzelangeboten oft fehlen.
Der Preisindex SPINX von Selfmade Energy und ImmoScout24 (Median aus rund 250.000 Angeboten, Anlagen mit 12 bis 25 Modulen) lag im 4. Quartal 2025 bei 11.050 € ohne und 14.231 € mit Speicher, 9 % bzw. 17,5 % weniger als ein Jahr zuvor. Er ist nicht auf kWp normiert.
Ein häufig zitierter Mittelwert von 1.015 €/kWp (Frühjahr 2026) lässt sich auf keine Primärquelle zurückführen; die Seiten, die ihn nennen, geben unterschiedliche Ursprünge an.
Aufteilung einer 10-kWp-Anlage mit 10 kWh Speicher nach Anbieterangaben (priwatt, Juli 2026, Mittelwerte der genannten Spannen). Fraunhofer ISE nennt für die Module etwa ein Fünftel der Investition, bei kleinen Dachanlagen weniger. Zu Großhandelspreisen machen sie bei 10 kWp ohne Speicher rund 8 bis 14 % des Anlagenpreises aus; in Angeboten steht die Modulposition mit Aufschlag.
| Komponente | Großhandel (netto) | Endkunde (installiert) | Quelle, Stand |
|---|---|---|---|
| Module | 116–155 €/kWp (TOPCon bifazial bis Full Black) | 225–500 €/kWp (Modulposition in Angeboten, mit Aufschlag) | sun.store 08/2026; pvXchange 09/2026; BKI 1/2026; priwatt 07/2026 |
| Hybrid-Wechselrichter | 89 €/kW (1–20 kW) | 1.800–3.000 € je 10-kWp-Anlage | sun.store 08/2026; priwatt 07/2026 |
| Montagesystem | kein öffentlicher Index | 800–1.600 € je 10 kWp | priwatt 07/2026 |
| Elektromaterial, Verkabelung | kein öffentlicher Index | 1.200–2.000 € je 10 kWp | priwatt 07/2026 |
| Gerüst | – | 500–1.500 €, bei BKI 1.500–2.500 € | 42watt 07/2026; BKI 1/2026 |
| Heimspeicher | 198–306 €/kWh (Hochvolt), 88 €/kWh (Niedervolt) | 400–800 €/kWh | sun.store 08/2026; 42watt 07/2026 |
Für Vertrieb, Marge, Planung und Netzanmeldung gibt es keine belastbare öffentliche Aufschlüsselung.
Nach dem Preisverfall 2023/24 ziehen die Preise seit Anfang 2026 wieder an: Module der Klasse „High Efficiency“ kosteten im September 2026 26 % mehr als im Januar, im September selbst gaben sie leicht nach.
pvXchange-Preisindex, Großhandel EU, netto, €/Wp. Die Grenze der Klasse „High Efficiency“ wurde mehrfach angehoben (bis 12/2024 über 22 %, bis 07/2025 über 22,5 %, bis 07/2026 über 23 %, seither über 23,5 % Wirkungsgrad); die Reihe ist nur eingeschränkt vergleichbar. Der Transaktionsindex von sun.store lag im August 2026 darunter: TOPCon bifazial 0,116 €/Wp, Full Black 0,130 €/Wp.
China: Die Exportsteuer-Rückerstattung für Wafer, Zellen und Module sank Ende 2024 von 13 auf 9 % und entfiel am 1. April 2026 ganz. Für Batterien sinkt sie vom 1. April bis 31. Dezember 2026 auf 6 % und entfällt ab 1. Januar 2027. Hersteller haben Preiserhöhungen für Speicher angekündigt.
Rohstoffe: Silber stieg 2025 um mehr als 180 % und erreichte Ende Dezember 2025 einen Rekord von 83,62 $/oz. Es ist inzwischen der größte Einzelposten der Modulkosten, mit rund 16 bis 17 % (OPIS laut pv magazine, Januar 2026). Polysilizium ist dagegen im Überangebot: über 500.000 t Lagerbestand und rund 40 RMB/kg Ende September 2026.
Handel: Die USA erheben ab 4. Dezember 2026 Mindestimportpreise und Zusatzzölle auf chinesische Solarprodukte. Das zieht Ware in die USA ab. Die EU-Zwangsarbeitsverordnung (EU) 2024/3015 ist seit Dezember 2024 in Kraft und gilt ab 14. Dezember 2027.
Deutung: pvXchange sah im Februar 2026 vor allem den Versuch der Hersteller, auskömmliche Preise durchzusetzen. Andere Quellen betonen das Ende der Rückerstattung und den Silberpreis.
Installierte Heimspeicher kosten 2026 in Angeboten meist 400 bis 800 € je kWh, kleine bis 1.000 €/kWh. Die Batterie selbst kostet im Handel 150 bis 400 €/kWh. Der Unterschied steckt in Wechselrichter, Montage, Energiemanagement und Marge; je kleiner der Speicher, desto stärker fällt er je kWh ins Gewicht.
| Größe | 42watt (07/2026) | immowelt (08/2026) | priwatt (07/2026) | BKI (1/2026) | Rechner (Standard) |
|---|---|---|---|---|---|
| 5 kWh | 2.500–5.000 €500–1.000 €/kWh | 2.500–4.000 € | – | 500–600 €/kWh | 3.250 €650 €/kWh |
| 10 kWh | 4.000–8.000 €400–800 €/kWh | 4.000–8.000 € (8–10 kWh) | 350–500 €/kWh | 500–600 €/kWh | 5.500 €550 €/kWh |
| 15 kWh | 5.800–11.700 €387–780 €/kWh | 6.000–12.000 € (12–15 kWh) | 400–700 €/kWh (über 10 kWh) | 500–600 €/kWh | 7.750 €517 €/kWh |
Installierte Preise mit 0 % Umsatzsteuer. Spalte „Rechner“: Variante „Angebot Fachbetrieb“.
| Produkt | Typ | Preis | €/kWh | Quelle, Stand |
|---|---|---|---|---|
| sun.store-Index, Hochvolt Premium | Großhandel, netto, bis 20 kWh | – | 306 | sun.store laut pv Europe, 08/2026 |
| sun.store-Index, Hochvolt Performance | Großhandel, netto, bis 20 kWh | – | 198 | sun.store laut pv Europe, 08/2026 |
| sun.store-Index, Niedervolt | Großhandel, netto, bis 20 kWh | – | 88 | sun.store laut pv Europe, 08/2026 |
| Pylontech US5000-1C, 4,8 kWh | Niedervolt 48 V | 719 € | 150 | basic-solar, 5.10.2026 |
| Dyness Stack100, 30,72 kWh nutzbar, mit Steuereinheit | Hochvolt | 5.059 € | 165 | basic-solar, 5.10.2026 |
| Dyness Tower T10, 10,66 kWh nutzbar | Hochvolt | 1.979 € | 186 | basic-solar, 5.10.2026, ausverkauft |
| Pylontech Force H3, 10,2 kWh | Hochvolt | 2.061 € | 202 | reduco.ai, Stand 9.7.2026 |
| BYD Battery-Box HVS und HVM | Hochvolt, Premium | – | 299–386 | reduco.ai, Stand 9.7.2026 |
| EVE MB31, 314 Ah, einzelne Zelle | Zelle für den Selbstbau, 1,0 kWh | 69,99 € inkl. MwSt. | 70 | nkon, 5.10.2026 |
Händlerpreise mit 0 % Umsatzsteuer, ohne Wechselrichter und Einbau; Anbieterangaben, keine Empfehlung. Niedervolt-Module brauchen einen 48-V-Wechselrichter. Hybrid-Wechselrichter kosten im Großhandel 89 €/kW, reine String-Wechselrichter 41 €/kW (sun.store, 08/2026).
1.000 € + 450 €/kWh, bei 10 kWh 5.500 €. Entspricht typischen Angeboten mit Markenspeicher, Montage und Gewährleistung aus einer Hand. Standard im Rechner.
1.000 € + 300 €/kWh, bei 10 kWh 4.000 €. Speicher zu Handelspreisen, Montage durch den Fachbetrieb.
1.000 € + 200 €/kWh, bei 10 kWh 3.000 €. Batterie aus dem Handel, Einbau und Anschluss durch einen Elektrobetrieb. Das setzt einen Betrieb voraus, der mitgebrachte Hardware einbaut; die Gewährleistung für die Batterie liegt dann beim Händler.
Der Fixbetrag steht für Einbau, Anschluss und den Aufpreis eines Hybrid-Wechselrichters; in der dritten Variante ist er knapp bemessen. Die Varianten sind im Rechner und in der Matrix auf der Startseite wählbar.
Zellen und Packs: BloombergNEF meldete im Dezember 2025 für Batteriepacks im Mittel 108 $/kWh, für stationäre Speicher 70 $/kWh. Die Zellpreise sind seitdem gestiegen: Speicherzellen mit 314 Ah kosteten in China Ende September 2026 im Mittel 0,363 RMB/Wh inklusive Mehrwertsteuer (InfoLink, 30.9.2026), nach einem Tief von 0,26 RMB/Wh im Jahr 2025 (Energy-Storage.news, März 2026). In Europa kostet eine solche Zelle einzeln rund 70 €. Die Preise für fertige Heimspeicher im Großhandel sind im Sommer 2026 trotzdem gefallen, im August um 7 bis 19 % gegenüber Juli (sun.store).
Garantien: 5 bis 10 Jahre Produkt-, 10 bis 12 Jahre Leistungsgarantie mit 60 bis 80 % Restkapazität, 2,4 bis 7,2 MWh Energiedurchsatz je kWh (HTW Berlin, Stromspeicher-Inspektion 2026). C.A.R.M.E.N. nennt typisch 5.000 bis 6.000 Zyklen.
Wirkungsgrad: Das beste von zwölf getesteten Systemen verliert im Referenzfall 3 % der Energie, das schlechteste 10,7 %. Ein Prozentpunkt beim System Performance Index ist dort rund 26 €/a wert. Im Standby ziehen entladene Speicher 4 bis 64 W.
Alterung im Feld: Messungen an 21 Heimspeichern über bis zu acht Jahre zeigen 2 bis 3 Prozentpunkte Kapazitätsverlust pro Jahr (Figgener u. a., Nature Energy 2024). Der Rechner setzt deshalb im Mittel 90 % der Nennkapazität und 15 Jahre Nutzungsdauer an.
Posten, die in Angeboten oft getrennt auftauchen oder erst im Betrieb anfallen.
| Posten | Wert | Quelle, Stand |
|---|---|---|
| Zählerschrank-Ertüchtigung | 800–1.500 € (moderate Anpassung) bis 1.500–5.000 € | ADAC 06/2026; 42watt 07/2026 |
| Intelligentes Messsystem, Preisobergrenze für PVbrutto pro Jahr | bis 7 kW 30 € (freiwilliger Einbau) · über 7–15 kW 50 € · über 15–25 kW 110 € · über 25–100 kW 140 € | Bundesnetzagentur, Rechtsstand nach Änderung vom 25.2.2025 geltend |
| Steuerbox · steuerbare Verbrauchseinrichtung · moderne Messeinrichtung | 50 € · 50 € · 25 € pro Jahr | Bundesnetzagentur |
| Wallbox 11 kW inkl. Installation | 1.200–3.500 € | ADAC 06/2026 |
| Versicherung, Wartung | laufend 200–300 €/a (1–2 % der Investition) | 42watt 07/2026 |
| Wechselrichtertausch | alle 10–15 Jahre, Rücklage 80–130 €/a | 42watt (einzige Quelle) |
| Luft-Wasser-Wärmepumpe inkl. Einbau | Neubau 10.000–25.000 €, Bestand 15.000–35.000 € | Sparkasse 07/2026; BKI: 25.800 € / 28.270 €; baukostenplan: rund 22.000 € |
| Förderung Heizungstausch (KfW 458) | 30 % Grundförderung, 16 % Klimageschwindigkeitsbonus bis 31.1.2027 (danach halbjährlich −4 Prozentpunkte), Einkommensbonus 10–40 %; förderfähig 28.000 € für die erste Wohneinheit | seit 21.7.2026 geltend; Höchstzuschuss in Quellen widersprüchlich |
| Gas-Brennwertkessel inkl. Einbau | rund 10.000 €; im Altbau 15.000–25.000 € | Sparkasse 07/2026; Vattenfall 07/2026 |
Der Rechner setzt für die Wärmepumpe 20.000 € an, ein Wert aus dem Bereich, den gute Angebote erreichen (15.000 bis 25.000 € inklusive Einbau). Viele Marktangaben liegen darüber.
Die Hardware ist weltweit fast gleich teuer. Unterschiede entstehen bei Arbeit, Vertrieb, Genehmigung und Netzanschluss.
| Land | Preis Wohngebäude-Anlage | Einordnung | Quelle, Stand |
|---|---|---|---|
| Deutschland | rund 1,0–1,5 €/Wp (10 kWp) | 0 % Umsatzsteuer | Fraunhofer ISE Ende 2025; Portale 2026 |
| Niederlande | rund 0,87 €/Wp | Beispiel 10 × 435 Wp für 3.800 €, 0 % Umsatzsteuer | Milieu Centraal, 2025 |
| Australien | 0,88–0,95 AUD/W | nach Abzug der Förderung (STC), inkl. GST | Solar Choice, 1.10.2026 |
| USA | 2,60 USD/W | vor Förderung; Hardware 46 %, Installateur 46 %, Genehmigung und Netz 8 % | EnergySage, 25.9.2026 |
Eine methodisch einheitliche Studie zu den Nebenkosten („Soft Costs“) dieser Länder lag nicht vor. Die Zahlen zeigen Größenordnungen, keinen sauberen Vergleich; Wechselkurse wurden nicht umgerechnet.
Das Kabinett hat den Entwurf eines EEG 2027 am 29. Juli 2026 beschlossen (Bundestags-Drucksache 21/7867). Für neue kleine Dachanlagen endet die feste Einspeisevergütung, an ihre Stelle treten eine befristete Übergangszahlung und die Direktvermarktung. Anlagen, die bis 31. Dezember 2026 in Betrieb gehen, bleiben im alten Recht.
Termine für die 2./3. Lesung und den zweiten Durchgang im Bundesrat standen am 5. Oktober 2026 nicht fest. Fachmedien erwarten die Abstimmung im Oktober oder November.
Regeln des Regierungsentwurfs (BT-Drs. 21/7867) für Solaranlagen auf Gebäuden. Die Paragrafen beziehen sich auf den Entwurf und wurden am Drucksachentext geprüft.
| Regel | unter 25 kW | 25 bis unter 100 kW | Fundstelle (Entwurf) |
|---|---|---|---|
| Feste Einspeisevergütung | entfällt | entfällt | Vorblatt: „konsequent abgeschafft“ |
| Übergangszahlung durch den Netzbetreiber | 5,2 ct/kWh (6,2 ct minus 1 ct) bei Inbetriebnahme bis 31.7.2027, danach halbjährlich 1 % weniger; höchstens 36 Monate; nur bei Inbetriebnahme vor 1.1.2029, unter 7 kW vor 1.1.2031; nicht für Steckersolargeräte | nur unter 50 kW und bei Inbetriebnahme vor 1.1.2028 | § 21 Abs. 1 S. 1 Nr. 1, § 25 Abs. 2, §§ 48, 49, 53 |
| Unentgeltliche Abnahme | möglich, Anspruch null | möglich | § 21 Abs. 1 S. 1 Nr. 2 |
| Marktprämie | nein | ja, anzulegender Wert 6,2 ct/kWh, 20 Jahre; über 750 kW Ausschreibung | § 20 Abs. 1; § 48 Abs. 1; Schwelle § 22 |
| Sonstige Direktvermarktung | Bonus 1,5 ct/kWh für höchstens 48 Kalendermonate | ohne Bonus | § 50c |
| Stunden mit negativen Preisen | keine Zahlung | keine Zahlung | § 51 Abs. 1; während der Übergangszahlung offen |
| Einspeisegrenze | dauerhaft höchstens 50 % der installierten Leistung am Netzverknüpfungspunkt, unabhängig von Messsystem und Veräußerungsform; Steckersolargeräte bis 2 kW und 800 VA ausgenommen | § 9 Abs. 2b | |
| Intelligentes Messsystem mit Steuerung | Pflicht über 2 kW (bisher über 7 kW) | §§ 29, 30 Messstellenbetriebsgesetz (Art. 3 des Entwurfs) | |
| Zuschlag für Volleinspeisung | entfällt | Begründung, § 48 | |
| Bestandsanlagen | Inbetriebnahme vor dem 1.1.2027: bisheriges Recht mit 20 Jahren Vergütung; maßgeblich ist die Inbetriebnahme, nicht der Eintrag im Marktstammdatenregister | § 100 Abs. 1 Nr. 1a | |
Der Begriff „Überschussmodell“ taucht im Regierungsentwurf nicht auf. Gemeint ist in der Debatte meist, dass kleine Anlagen den Strom vor allem selbst nutzen und nur den Überschuss abgeben.
Eine Vorfassung vom Frühjahr 2026 sah eine befristete „Marktwertdurchleitung“ vor: Vergütung zum Jahresmarktwert, höchstens 10 ct/kWh, höchstens 30 Monate, für Anlagen unter 25 kW (ab 2028 unter 10 kW). Im Kabinettsentwurf ist daraus die Übergangszahlung von 5,2 ct geworden. Der Bundesrat fordert eine Marktwertdurchleitung über 20 Jahre für Anlagen unter 7 kW.
Einspeiseerlös einer 10-kWp-Anlage ohne Speicher bei einem 4-Personen-Haushalt, je Betriebsjahr, nach Abzug der Kosten für Direktvermarktung. Stunden mit negativen Preisen sind nicht vergütet.
Wer bis 31. Dezember 2026 in Betrieb geht, erhält nach dem EEG 2023 20 Jahre lang eine feste Vergütung, mit den Einschränkungen des Solarspitzengesetzes vom Februar 2025.
| Inbetriebnahme 1.8.–31.12.2026 | bis 10 kW | 10–40 kW | 40–100 kW |
|---|---|---|---|
| Teileinspeisung | 7,70 ct/kWh | 6,66 ct/kWh | 5,44 ct/kWh |
| Volleinspeisung | 12,22 ct/kWh | 10,24 ct/kWh | 10,24 ct/kWh |
| Anzulegender Wert bei Direktvermarktung (Teileinspeisung) | 8,10 ct/kWh | 7,06 ct/kWh | 5,84 ct/kWh |
Bundesnetzagentur. Die Sätze gelten anteilig je Leistungsklasse. Die im Solarpaket I vorgesehene Erhöhung um 1,5 ct für Anlagen ab 40 kW ist mangels Beihilfegenehmigung nicht enthalten. geltend
Bei negativem Börsenpreis sinkt der Anspruch auf null (§ 51 EEG), bei Anlagen unter 100 kW erst ab dem Kalenderjahr nach dem Einbau eines intelligenten Messsystems. Die Ausfallzeiten werden hinten angehängt, bei Solaranlagen mit dem Faktor 0,5 (§ 51a). 2025 gab es je nach Quelle 573 bis 575 Stunden mit negativen Preisen.
Neue Anlagen ohne Steuerungstechnik dürfen höchstens 60 % ihrer Leistung einspeisen (§ 9 Abs. 2 EEG), bis Messsystem und Steuerbox eingebaut sind und der Netzbetreiber die Steuerung getestet hat. Im Modell kostet das bei 10 kWp Süd ohne Speicher rund 2 % des Ertrags.
Auch die Niederlande stellen 2027 um. Dort endet am 1. Januar 2027 die Saldierung, also die Verrechnung von eingespeistem mit bezogenem Strom. Bis 2030 muss die Vergütung für eingespeisten Strom mindestens 50 % des reinen Lieferpreises betragen; Versorger dürfen Kosten für die Rückspeisung nur in Höhe ihrer tatsächlichen Kosten berechnen, die Wettbewerbsbehörde ACM überwacht das (rijksoverheid.nl). Der deutsche Entwurf kennt nach der Übergangszeit keine solche Untergrenze. geltend in NL
Positionen zum Entwurf, soweit öffentlich dokumentiert. Die Ministerin begründet das Ende der Vergütung mit den Renditen kleiner Anlagen; die Branche erwartet einen Einbruch der Nachfrage.
| Akteur | Position | Stand |
|---|---|---|
| BMWE, Ministerin Katherina Reiche | „Wir beenden die Vergütung für Anlagen, die aufgrund ihrer hohen Renditen ohnehin gebaut würde[n].“ Kleine Dachanlagen rechneten sich für Verbraucher bereits. | 29.7.2026 Entwurf |
| Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) | Übergangszahlung sei eine „Mogelpackung“; Amortisation verlängere sich um etwa fünf Jahre; gegen Direktvermarktungspflicht unter 100 kW; 50-%-Grenze akzeptabel, wenn sie bei Direktvermarktung entfällt. | Stellungnahme 1.10.2026 Forderung |
| Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) | erwartet Nachfrageeinbruch um über 70 %; allenfalls Degression von 1,5–2 % je Halbjahr; Direktvermarktungspflicht unter 100 kW „untauglich“. | Forderung |
| Verbraucherzentrale Bundesverband (vzbv) | verlässliche Zahlungen, bis die Direktvermarktung funktioniert; Einspeisegrenze streichen; Messsystem-Pflicht für 2–7 kW nur bei Neuanlagen. | 22.7.2026 Forderung |
| Verband kommunaler Unternehmen (VKU) | Direktvermarktung grundsätzlich richtig, aber einheitlicher Start am 1.1.2030 und Übergangszahlung für alle Anlagen bis 100 kW. | 23.7.2026 Forderung |
| BDEW | Marktprämie auch unter 25 kW; Einspeisegrenze „ausdrücklich“ abgelehnt; Messsystem-Schwelle bei 7 kW belassen. | 24.9.2026 Forderung |
| Bundesrat | Einspeisegrenze streichen; Direktvermarktung erst ab 7 kW, darunter 20 Jahre Marktwertdurchleitung; Marktprämie auch unter 25 kW; Übergangszahlung mindestens bis 31.12.2030 bzw. bis die Bundesnetzagentur die Massentauglichkeit der Direktvermarktung feststellt. | 25.9.2026 Forderung |
| Opposition | Grüne lehnen den Entwurf ab und legen einen eigenen Gesetzentwurf vor (BT-Drs. 21/6914); Anträge von Grünen (21/8119) und Linken (21/7907); AfD-Gesetzentwurf zur Abschaffung des EEG (21/8108). | Forderung |
| Koalitionsfraktionen | SPD (Nina Scheer) kritisiert vor allem den Redispatch-Vorbehalt; Berichte über ein internes Papier der Unionsfraktion (Bonus streichen, Einspeisegrenze später) sind nicht bestätigt. Änderungsanträge lagen nicht vor. | offen |
Die beihilferechtliche Genehmigung des EEG 2023 endet zum 31. Dezember 2026. Ohne neue Genehmigung erhalten Neuanlagen ab 1. Januar 2027 nach Einschätzung des BSW-Solar keine EEG-Förderung.
Ohne feste Vergütung hängt der Wert jeder Kilowattstunde davon ab, wann sie erzeugt und wofür sie genutzt wird. Eine selbst genutzte Kilowattstunde spart rund 35 ct, eine eingespeiste bringt 0 bis 5,2 ct. Flexibilität zahlt sich deshalb vor allem dort aus, wo sie den Eigenverbrauch erhöht.
Zum Durchklicken: Antworten wählen oder ein Feld anklicken. Das Diagramm zeigt den Weg, daneben stehen die Regeln mit Fundstellen und Beispielwerten für einen 4-Personen-Haushalt. Für neue Anlagen gilt der Regierungsentwurf, für Anlagen bis Ende 2026 das EEG 2023.
Festlegung der Bundesnetzagentur zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL), Az. 618-25-02, beschlossen und wirksam am 1.10.2026. Netz- und Messstellenbetreiber müssen die Prozesse bis Ende September 2027 umsetzen; bis dahin geht es nur mit ihrem Einverständnis.
Erlös oder Ersparnis je kWh Solarstrom, je nach Verwendung. Die Direktvermarktung ist für eine Anlage mit 5.000 kWh Einspeisung im Jahr nach Kosten gerechnet.
Eigenverbrauch: Strompreis 35 ct (Annahme). EEG 2023: Teileinspeisung bis 10 kW, Inbetriebnahme bis Ende 2026. Marktwert Solar 2025: 4,508 ct (netztransparenz.de). Direktvermarktung netto: 4,5 ct × 97 % minus 140 €/a, verteilt auf 5.000 kWh.
Für private Anlagen von 5 bis 30 kWp mit Speicher, Wärmepumpe oder E-Auto.
| Option | Stand | Was sie bringt | Voraussetzungen und Grenzen |
|---|---|---|---|
| Übergangszahlung | Entwurf | 5,2 ct/kWh bei Inbetriebnahme bis Juli 2027, danach halbjährlich 1 % weniger; höchstens 36 Monate | Inbetriebnahme vor 1.1.2029 (unter 25 kW); keine Zahlung bei negativen Preisen |
| Sonstige Direktvermarktung | Entwurf (Bonus) | Marktwert plus 1,5 ct/kWh Bonus für 48 Monate, abzüglich Kosten | Heute rund 140 €/a plus etwa 200 € Einrichtung und 3 % der Markterlöse (Fraunhofer ISE für Agora, 2026); wirtschaftlich wären unter 50 €/a. Die Studie beziffert die Mehrkosten gegenüber fester Vergütung auf 185 bis 277 €/a. |
| Marktprämie ab 25 kW | Entwurf | anzulegender Wert 6,2 ct/kWh über 20 Jahre | Direktvermarktung mit Fernsteuerung, 50-%-Grenze, Messsystem 140 €/a; unter 25 kW im Entwurf nicht vorgesehen, bis Ende 2026 freiwillig möglich (Abschnitt „Marktprämie für kleine Anlagen“) |
| Unentgeltliche Abnahme | Entwurf | 0 ct | Rückfalloption ohne Vertrag |
| Dynamischer Stromtarif (§ 41a Energiewirtschaftsgesetz, EnWG) | geltend | Netzbezug in billige Stunden verlagern: laut Fraunhofer ISE/Agora 20 bis 148 €/a günstiger, mit E-Auto oder Wärmepumpe mehr. Im Modell bringt die Verlagerung von E-Auto und Wärmepumpe ohne PV 73 bis 158 €/a, mit PV 7 bis 79 €/a; entscheidend ist das Preisniveau des Tarifs (Abschätzung unten) | Intelligentes Messsystem; Grundgebühren 9–16 €/Monat (Rabot, Anbieterangabe). Speicher-Arbitrage lohnt sich laut HTW Berlin oft nicht, weil die Preisspreizung die Wandlungsverluste nicht deckt. |
| Netzentgelt-Rabatt § 14a EnWG | geltend | Modul 1: Pauschale 110–190 €/a; Modul 2: 60 % weniger Netzentgelt-Arbeitspreis; Modul 3: zusätzlich bis rund 160 €/a | Wärmepumpe, Wallbox oder Speicher über 4,2 kW; Netzbetreiber darf bei Überlastung auf 4,2 kW dimmen |
| Netzstrom zwischenspeichern (Festlegung „MiSpeL“) | geltend seit 1.10.2026 | Speicher und Ladepunkte dürfen Netzstrom laden und zurückspeisen, ohne die Förderung für den Solaranteil zu verlieren | Abgrenzungsoption mit Viertelstundenwerten, meist zwei Zähler. Pauschaloption für PV bis 30 kWp mit einem Zähler, nur mit Marktprämie und erst nach EU-Beihilfegenehmigung; förderfähig bis 500 kWh je kWp und Jahr. Ohne Marktprämie nur Entlastung bei Umlagen und Netzentgelten. Bis Ende September 2027 nur mit Einverständnis von Netz- und Messstellenbetreiber. Entscheidungsbaum oben. |
| Bidirektionales Laden | Marktangebot | Branchenerwartung 600–900 €/a | BMW/E.ON seit Februar 2026 (nur iX3, DC-Wallbox rund 2.100 €, derzeit nicht mit PV-Eigenverbrauch kombinierbar); Ford/Octopus seit Sommer 2026; weitere angekündigt |
| Energiemanager, virtuelles Kraftwerk | Marktangebot | Anbieter werben mit bis zu 1.000 €/a (1KOMMA5°, modelliert) | Hardware und Abo, z. B. 699 € plus 14,99 €/Monat; Mehrerlös gegen Abokosten prüfen |
| Energy Sharing (§ 42c EnWG) | geltend seit 1.6.2026 | Überschuss an Nachbarn im Netzgebiet verkaufen | Netzentgelte, Umlagen und Steuern fallen voll an; Massenmarkt frühestens 2027 (siehe „Strom teilen“) |
Modellwerte für einen 4-Personen-Haushalt, Entwurf EEG 2027. Die Steuerung kostet wenig und hebt den Eigenverbrauch stärker als zusätzliche Module.
E-Auto eines Pendlers, 12 kWp, 6 kWh Speicher: Der Solaranteil am Ladestrom steigt von 14 auf 68 %, der jährliche Vorteil von 55 auf 331 €. Steht das Auto tagsüber öfter zu Hause, sind 84 bis 93 % möglich. Modell
Warmwasser und ein Teil der Heizwärme in Sonnenstunden, 12 kWp, 6 kWh: Der direkt solar gedeckte Anteil des Wärmepumpenstroms steigt von 17 auf 37 %, der Vorteil von 207 auf 377 €/a. Modell
Bei 50-%-Grenze verliert eine 10-kWp-Süd-Anlage ohne Speicher 6,2 % ihres Ertrags. Lädt der 5-kWh-Speicher gezielt die Mittagsspitze, sind es 2,1 %. Bei Ost-West-Dächern sind es ohne Speicher nur 1,6 %. Modell
Die Marktprämie ist der Regelfall der EEG-Förderung: Ein Direktvermarkter verkauft den Strom an der Börse, der Netzbetreiber zahlt die Differenz zwischen anzulegendem Wert und Monatsmarktwert Solar (§ 20 EEG). Für Dachanlagen bis 100 kW ist sie bis Ende 2026 freiwillig; der Entwurf sieht sie ab 25 kW vor und schließt kleinere Anlagen aus.
| 30 kWp Süd, Haushalt mit Wärmepumpe und E-Auto, 7 kWh Speicher | €/a |
|---|---|
| EEG 2023: Einspeisevergütung 7,01 ct/kWh (anteilig) auf 17.600 kWh vergütete Einspeisung | 1.231 |
| EEG 2023: Marktprämie, Mehrerlös 0,4 ct/kWh | +70 |
| EEG 2023: Direktvermarkter 140 €/a plus 3 % der Börsenerlöse | −165 |
| EEG 2023: Marktprämie gegenüber Einspeisevergütung | −95 |
| Entwurf EEG 2027: Marktprämie 6,2 ct/kWh, 20 Jahre, nach Kosten der Direktvermarktung | 889 |
| Entwurf EEG 2027: Übergangszahlung 5,2 ct/kWh, nur 36 Monate und nur bei Inbetriebnahme vor 2028 | 883 |
| Entwurf EEG 2027: danach sonstige Direktvermarktung ohne Bonus, nach Kosten | 639 |
Unter dem EEG 2023 rechnet sich die Marktprämie für Anlagen unter 100 kW erst, wenn der Direktvermarkter weniger als rund 50 €/a kostet (hier 45 bis 55 €/a je nach Haushalt) oder zusätzlich Speicher und Wallbox nach Preisen steuert. Unter dem Entwurf ist sie ab 25 kW die einzige Zahlung mit 20 Jahren Laufzeit; die 50-%-Grenze gilt in beiden Fällen (im Modell 1.300 kWh abgeregelt). Jahresmarktwert 4,5 ct, Stunden mit negativen Preisen nach den Börsenpreisen 2025.
Der Regierungsentwurf sieht für Anlagen unter 25 kW keine Marktprämie vor: Übergangszahlung von 5,2 ct/kWh für 36 Monate, danach sonstige Direktvermarktung mit 1,5 ct/kWh Bonus für 48 Monate, danach der Marktwert abzüglich Kosten (Entscheidungsbaum oben). Bundesrat und BDEW fordern die Marktprämie auch unter 25 kW; der Bundesrat zusätzlich eine Marktwertdurchleitung über 20 Jahre unter 7 kW. Folge für Speicher: Die Pauschaloption der MiSpeL-Festlegung setzt eine Anlage in der Marktprämie voraus, kleine Anlagen könnten sie nach dem Entwurf nicht nutzen. Bis zum 31.12.2026 in Betrieb genommene Anlagen behalten die Wahl zwischen Einspeisevergütung und Marktprämie nach altem Recht.
Zur Einordnung: 60 €/a Software plus 45 €/a Messsystem liegen nahe an der Agora-Annahme von 140 €/a. Bei 10 kWp und rund 6.000 kWh Einspeisung bringt der Aufschlag von 0,4 ct nur 24 €/a; das Geschäft der Anbieter liegt in der Steuerung von Speicher und Wallbox nach Preisen und darin, dass es nach dem Entwurf keine feste Vergütung mehr gibt.
Abschätzung mit den Stundenpreisen des Day-Ahead-Markts 2025. Drei Effekte sind zu trennen: die Preisstruktur bei unverändertem Verhalten, die Steuerung von E-Auto und Wärmepumpe in billige Stunden und das Preisniveau des Tarifs gegenüber dem festen Arbeitspreis. Modell
| 4-Personen-Haushalt, 35 ct/kWh | ohne PV | mit PV und Speicher im Optimum | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Struktur, ohne Steuerung | mit preisgeführtem Laden | Tarif im Mittel 3 ct billiger | Struktur, ohne Steuerung | mit preisgeführtem Laden | Tarif im Mittel 3 ct billiger | |
| ohne Wärmepumpe und E-Auto | +2 | +2 | +116 | −21 | −21 | +23 |
| mit E-Auto (Pendler) | −56 | +29 | +191 | −78 | −6 | +37 |
| mit Wärmepumpe | −40 | +33 | +270 | −45 | −38 | +65 |
| mit Wärmepumpe und E-Auto | −98 | +60 | +346 | −112 | −33 | +91 |
Ersparnis gegenüber dem festen Tarif in €/a, positiv = dynamisch günstiger. Dynamischer Tarif: Börsenpreis stundenweise mit Umsatzsteuer durchgereicht (0,119 ct/kWh je €/MWh), Netzentgelte, Umlagen und Steuern wie im festen Tarif, Mittelwert für das Standardlastprofil gleich 35 ct. PV-Optimum: 4 kWp/6 kWh, 13/6, 15/7, 15/6. Preisgeführt heißt: E-Auto lädt nachts in den billigsten Stunden, die Wärmepumpe legt verschiebbare Wärme in billige Stunden; Überschussladen und PV-Führung bleiben.
Die Bundesnetzagentur (BNetzA) baut die Netzentgelte ab 2029 um (Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom). Der Festlegungsentwurf vom 6. August 2026 trifft Haushalte mit eigener Erzeugung direkt. Entwurf
Haushalte zahlen weiter Grund- und Arbeitspreis, der Grundpreis soll 20 bis 40 % der Erlöse tragen. Haushalte mit eigener Erzeugung zahlen 70 bis 90 % Aufschlag auf den regulären Grundpreis, unabhängig von der Anlagengröße; die Bundesnetzagentur erwartete im Mai 2026 unter 100 €/a, der BSW-Solar bis 150 €/a. Ein Einspeiseentgelt gilt erst für Anlagen über 30 kW; im Mai nannte die Behörde 4 bis 7 €/kW und Jahr, der Entwurf enthält eine Berechnungsmethode. Heimspeicher zahlen weiterhin kein gesondertes Netzentgelt.
Der Aufschlag ist ein fester Betrag: Er macht kleine Anlagen unattraktiver, ändert aber das Optimum wenig. Ein höherer Grundpreisanteil senkt dagegen den Arbeitspreis und damit den Wert jeder selbst genutzten Kilowattstunde. Die Festlegung ist für Ende 2026 geplant, die Regeln sollen ab 1. Januar 2029 gelten. Der Rechner setzt 100 €/a ab 2029 an.
Drei Modelle im Energiewirtschaftsgesetz erlauben es, Solarstrom an andere zu liefern. Der entscheidende Unterschied: ob der Strom durch das öffentliche Netz fließt. Innerhalb eines Gebäudes entfallen Netzentgelte, Umlagen und meist die Stromsteuer, zusammen rund 16 ct/kWh netto. Beim Teilen über das Netz entfällt nichts davon.
Stand 5. Oktober 2026, geltendes Recht.
| Mieterstrom | Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung (GGV) | Energy Sharing | |
|---|---|---|---|
| Grundlage | § 21 Abs. 3 EEG, § 42a EnWG geltend | § 42b EnWG, seit 17.5.2024 geltend | § 42c EnWG, nutzbar seit 1.6.2026 geltend |
| Wo | im Gebäude, in Nebenanlagen oder im Quartier, ohne Netzdurchleitung | im Gebäude, ohne Netzdurchleitung | über das öffentliche Netz im selben Bilanzierungsgebiet; ab 1.6.2028 auch in angrenzenden Gebieten derselben Regelzone |
| Wer mitmacht | Mieter, seit Solarpaket I auch Gewerbe | Bewohner und Nutzer des Gebäudes, auch Wohnungseigentümergemeinschaften (Beschluss statt Vertrag möglich) | Haushalte, kleine und mittlere Unternehmen, Kommunen; Betreiber nicht gewerblich |
| Reststrom | vom Mieterstromanbieter (Vollversorgung) | vom selbst gewählten Lieferanten | vom selbst gewählten Lieferanten |
| Pflichten des Betreibers | volle Lieferantenpflichten: Anzeige, Stromkennzeichnung, Rechnung, Bilanzkreis | §§ 40–42 EnWG gelten nicht; Hinweis auf nötigen Reststrombezug | §§ 5, 40–42 EnWG entfallen bei Haushaltsanlagen bis 30 kW und Mehrparteiengebäuden bis 100 kW |
| Preis und Vertrag | höchstens 90 % des örtlichen Grundversorgungstarifs; Bindung höchstens 2 Jahre; nicht Teil des Mietvertrags | frei: Aufteilungsschlüssel und gegebenenfalls Entgelt je kWh | frei, auch unentgeltlich; Aufteilungsschlüssel |
| Förderung | Mieterstromzuschlag 2,51 / 2,33 / 1,57 ct/kWh (bis 10 / 40 / 1.000 kW, Inbetriebnahme 8–12/2026), 20 Jahre | keine | keine; Wechsel zwischen Sharing und EEG-Förderung möglich |
| Messung | Summenzähler mit Unterzählern oder Messsystem je Wohnung | viertelstündlich | Zählerstandsgang (intelligentes Messsystem) an allen Entnahmestellen und an der Anlage |
| Was am Strompreis entfällt | Netzentgelt, Konzessionsabgabe, Umlagen, in der Regel Stromsteuer | ebenso | nichts; Spielraum nur beim Energiepreis |
| Hürden | Lieferantenpflichten; Unsicherheit nach dem Urteil zur Kundenanlage | Umsetzung bei Netz- und Messstellenbetreibern (Umfrage 2026: 40 von 46 bewerteten Netzbetreibern „Verzögerer“); Kundenanlagen-Urteil | Marktprozesse noch nicht angepasst; standardisierte Lösung bis April 2027 erwartet |
Die Mieterstrom-Sätze sinken zum 1.2. und 1.8. um je 1 %. Für Inbetriebnahmen ab 2027 verweist die Bundesnetzagentur auf das laufende Gesetzgebungsverfahren; der Regierungsentwurf behält den Zuschlag bei.
Durchschnittlicher Haushaltsstrompreis 2026 nach Bestandteilen (BDEW, August 2026). Bei Lieferung im Gebäude entfallen die netzbezogenen Bestandteile, beim Teilen über das Netz bleibt nur der Energieanteil verhandelbar.
Stromsteuerbefreiung nach § 9 Abs. 1 Nr. 3 Stromsteuergesetz bei Anlagen bis 2 MW und Verbrauch im räumlichen Zusammenhang. Ob sie beim Energy Sharing greift, ist offen; die Bundesregierung nennt in BT-Drs. 21/7903 einen Radius von 4,5 km. Mess- und Abrechnungskosten sind nicht abgezogen.
Nach dem Entwurf bringt eingespeister Strom nach drei Jahren 0 bis 2 ct/kWh. Beim Energy Sharing zahlt der Nachbar auf den geteilten Strom alle Netzentgelte, Umlagen und Steuern, im Durchschnitt rund 19 ct/kWh brutto. Er spart nur, wenn der vereinbarte Preis unter dem Energieanteil seines Tarifs liegt (2026 im Mittel 15,2 ct netto, rund 18 ct brutto).
Ein Preis von 8 bis 10 ct/kWh wäre für beide besser als die Einspeisung. Davon gehen Kosten für Dienstleister, Bilanzkreis und Messsysteme ab; ein Fachbeitrag nennt Bilanzkreiskosten von rund 30.000 €/a, die sich nur über viele Teilnehmer verteilen lassen. Für einzelne Haushalte rechnet sich Energy Sharing deshalb erst, wenn Dienstleister standardisierte Angebote machen.
Der Rechner bildet ein Mehrfamilienhaus ab: Summe der Wohnungen mit Standardlastprofil, eine Anlage, ein Speicher, Mess- und Abrechnungskosten je Wohnung, wahlweise mit Mieterstromzuschlag. Der Vorteil gilt für das Gebäude insgesamt, Betreiber und Bewohner zusammen; die Tabelle „Verteilung im Haus“ zeigt, wer davon wie viel bekommt. Modell
| Wohnungen à 2.500 kWh | Dach | Optimum GGV | Vorteil GGV | je Wohnung | Autarkie | Optimum Mieterstrom | Vorteil Mieterstrom |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 6 | 30 kWp | 30 kWp / 22 kWh | +1.066 €/a | 178 €/a | 73 % | 30 kWp / 22 kWh | +1.118 €/a |
| 12 | 40 kWp | 40 kWp / 40 kWh | +2.551 €/a | 213 €/a | 67 % | 40 kWp / 45 kWh | +2.620 €/a |
| 20 | 60 kWp | 60 kWp / 60 kWh | +4.445 €/a | 222 €/a | 63 % | 60 kWp / 60 kWh | +4.426 €/a |
Entwurf EEG 2027, Speicher zum Angebotspreis des Fachbetriebs, Süddach, keine Wärmepumpe und kein E-Auto. Gebäudeversorgung (GGV): 90 €/a je Wohnung für Messung und Abrechnung; Mieterstrom: 120 €/a je Wohnung und Mieterstromzuschlag (232 bis 581 €/a bei 6 bis 20 Wohnungen). In allen Fällen füllt das Optimum das Dach, bei 20 Wohnungen auch die Speichergrenze von 60 kWh; der Speicher liegt bei 3 bis 3,7 kWh je Wohnung. Begrenzend wirkt die Dachfläche, nicht der Verbrauch; ab 25 kW kommt die Marktprämie hinzu. Die Verteilung des Vorteils hängt vom Solarstrompreis für die Bewohner ab: Bei 25 ct/kWh bleiben dem Betreiber im Beispiel mit 6 Wohnungen +130 €/a (Mieterstrom: +181 €/a), den Bewohnern zusammen +936 €/a; erst ein höherer Preis macht das Projekt für den Betreiber interessant. Nicht enthalten sind Steuern des Betreibers und die Kundenanlagen-Frage unten.
Mieterstrom und Gebäudeversorgung setzen voraus, dass der Strom nicht durch ein Netz fließt. Die Leitungen im Haus galten bisher als „Kundenanlage“ und damit nicht als Netz. Diese Einordnung ist seit 2024 unsicher. offen
Der Europäische Gerichtshof hat am 28.11.2024 (C-293/23) entschieden, dass eine Freistellung von Anlagen zur Versorgung mehrerer Wohnblöcke von Netzbetreiberpflichten nicht mit der Strombinnenmarktrichtlinie vereinbar ist. Der Bundesgerichtshof (Beschluss vom 13.5.2025, EnVR 83/20) lässt als Kundenanlage im Wesentlichen nur noch die Weiterleitung von Strom zu, der nicht verkauft wird.
§ 118 Abs. 7 EnWG schützt Anlagen, die bis 23.12.2025 angeschlossen wurden, bis 1.1.2029. Neue Projekte sind nicht erfasst. Das BMWE plant eine Folgeregelung; auf EU-Ebene wird die Frage im Netzpaket verhandelt. Die Position des Rats vom Juni 2026 zieht enge Grenzen, die des Parlaments ist großzügiger. Ob neue Projekte die Voraussetzung „ohne Netzdurchleitung“ erfüllen, beantworten die gesichteten Quellen nicht.
Das deutsche Recht kennt die „Energiegemeinschaft“ als eigenen Rechtsträger nur am Rand. Das EU-Recht unterscheidet drei Dinge.
Art. 2 Nr. 16 und Art. 22 der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (EU) 2018/2001: offene, freiwillige Beteiligung von Bürgern, Kommunen und kleinen Unternehmen in der Nähe der Anlagen; Ziel sind ökologische, wirtschaftliche oder soziale Vorteile, nicht Gewinn. Recht zu erzeugen, zu speichern, zu verkaufen und Strom zu teilen; die Mitgliedstaaten müssen Hindernisse abbauen.
Art. 2 Nr. 11 und Art. 16 der Strombinnenmarktrichtlinie (EU) 2019/944: nicht auf erneuerbare Energien beschränkt, darf auch verteilen und Ladedienste anbieten; Recht, Strom aus eigenen Anlagen innerhalb der Gemeinschaft zu teilen.
Art. 15a der Richtlinie 2019/944, eingefügt durch (EU) 2024/1711; umzusetzen bis 17.7.2026. Befreiung von Lieferantenpflichten für Haushaltsanlagen bis 10,8 kW und Mehrparteiengebäude bis 50 kW, erweiterbar auf 30 bzw. bis 100 kW. Deutschland hat mit § 42c die Höchstwerte gewählt.
Die deutsche „Bürgerenergiegesellschaft“ (§ 3 Nr. 15 EEG) regelt nur die Mitgliederstruktur für Wind- und Solarprojekte (mindestens 50 Personen, 75 % der Stimmrechte im 50-km-Umkreis); ein Recht zum Teilen von Strom folgt daraus nicht. Ob gegen Deutschland ein Vertragsverletzungsverfahren läuft, ließ sich nicht prüfen.
Wo das Teilen von Strom verbreitet ist, gibt es einen finanziellen Anreiz für den lokal geteilten Strom. Diesen Anreiz kennt § 42c nicht.
| Land | Modell und Raum | Anreiz | Verbreitung |
|---|---|---|---|
| Österreich | Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften (lokal und regional), Bürgerenergiegemeinschaften, gemeinschaftliche Erzeugungsanlagen im Haus; neues Elektrizitätswirtschaftsgesetz (BGBl. I Nr. 91/2025), Peer-to-Peer-Verträge möglich | Netznutzungsentgelt für lokal geteilten Strom −57 %, regional −28 %; befreit von Elektrizitätsabgabe und Erneuerbaren-Förderbeitrag; für Bürgerenergiegemeinschaften kein finanzieller Vorteil | Februar 2024: rund 1.180 Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften, 150 Bürgerenergiegemeinschaften, 1.720 Gebäudeanlagen; neuere amtliche Zahlen lagen nicht vor |
| Italien | Comunità energetiche rinnovabili und kollektiver Eigenverbrauch (Dekret CACER 2023) | Prämie je geteilter kWh für 20 Jahre: fix 60–80 €/MWh je nach Größe plus variabel bis 40 €/MWh, gedeckelt bei 100–120 €/MWh, für Solar im Norden bis 130 €/MWh; Erstattung von Netzentgeltanteilen; bis zu 40 % Investitionszuschuss in Gemeinden unter 50.000 Einwohnern (Budget von 2,2 Mrd. auf 795,5 Mio. € gekürzt) | Juli 2025: rund 1.900 Konfigurationen mit 350–380 MW; bis November 2025 48.750 Anträge über 3,3 GW |
| Frankreich | Autoconsommation collective: Teilnehmer höchstens 2 km auseinander (Ausnahme bis 20 km), höchstens 5 MW | Netzentgelt auf den gesamten Verbrauch; Steuerbefreiung für Eigenverbrauch innerhalb von Schwellen | keine geprüften Zahlen |
| Spanien | Autoconsumo colectivo: gleiche Niederspannungsstation, bis 500 m oder gleiche Katasternummer; Solar bis 5 MW seit März 2026 bis 5.000 m | selbst verbrauchter erneuerbarer Strom „von allen Netzentgelten befreit“ (Art. 17.1 RD 244/2019); Anwendung bei Nutzung des Netzes nicht geprüft | keine geprüften Zahlen |
| Deutschland | Mieterstrom und GGV im Gebäude; Energy Sharing im Bilanzierungsgebiet | Mieterstromzuschlag; beim Energy Sharing keine Entlastung | Mieterstrom 2024 rund 9.000 Anlagen (IW, Sekundärquelle); Energy Sharing: Bundesregierung hat keine Zahlen |
Portugal, Belgien und die Niederlande ließen sich nicht prüfen. In der EU gibt es laut Kommission über 8.000 Energiegemeinschaften (Bericht zur Lage der Energieunion, November 2025).
Einordnung für typische Fälle, ohne Rechtsberatung.
Die Gebäudeversorgung ist einfacher, weil keine Vollversorgung nötig ist. Mieterstrom bringt den Zuschlag, verlangt aber volle Lieferantenpflichten und läuft meist über Dienstleister. Für neue Projekte ist die Kundenanlagen-Frage zu klären.
Die Gebäudeversorgung kann per Beschluss der Gemeinschaft eingeführt werden. Engpass ist die viertelstündliche Messung beim Messstellenbetreiber.
Energy Sharing ist seit Juni 2026 erlaubt, aber wirtschaftlich nur über den Energiepreisanteil interessant. Mit dem Ende der Einspeisevergütung kann der Verkauf an Nachbarn für den Überschuss mehr bringen als die Einspeisung, sobald Dienstleister die Kosten je Teilnehmer drücken.
Für kommunale Liegenschaften und Bürgerprojekte bleibt die Direktlieferung im räumlichen Zusammenhang der stärkere Hebel, weil dort Netzentgelte entfallen. Energy Sharing ergänzt das für verteilte Verbraucher.
Hausbewohner dürfen Solarstrom seit Mai 2024 gemeinsam nutzen, Nachbarn über das öffentliche Netz seit Juni 2026. Ob das im Alltag funktioniert, entscheidet sich an drei Stellen: Viertelstundenzähler bei allen Beteiligten, eine Abwicklung über Lieferanten und Bilanzkreise, die auch für kleine Gemeinschaften bezahlbar ist, und Dienstleister für Messwerte, Aufteilung und Rechnungen. Diese Seite zeigt, was dafür nötig ist und welche Rollen Stadtwerke, Genossenschaften und ihre Mitglieder übernehmen können.
Stand 6. Oktober 2026. Rechtsgrundlagen: § 42b Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) für die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung, § 42c EnWG für Energy Sharing.
Gebäudeversorgung und Energy Sharing verlangen viertelstündliche Messwerte, beim Energy Sharing an der Anlage und an allen Verbrauchsstellen. Ende Juni 2026 waren in Deutschland 3,17 Millionen intelligente Messsysteme eingebaut, 5,9 % aller Messstellen. Haushalte unter 6.000 kWh ohne Wärmepumpe, Wallbox oder größere Solaranlage sind kein Pflichtfall: Sie müssen den Einbau beantragen und zahlen dafür bis zu 30 €/a, dazu in der Regel höchstens 100 € einmalig.
Die Bundesnetzagentur setzt auf das „Dienstleistungsmodell“ (Mitteilung Nr. 73 vom 7.7.2026): Der Netzbetreiber stellt Netz und Messwerte bereit, die geteilten Mengen laufen über Lieferanten und Bilanzkreise. Lieferanten müssen dabei nicht mitwirken. BDEW und Verband kommunaler Unternehmen (VKU) begrüßen das, das Bündnis Bürgerenergie kritisiert die Abhängigkeit von Anbietern.
Einen eigenen Bilanzkreis zu führen, kostet nach einer in der Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK) zitierten Schätzung rund 30.000 € im Jahr. Bei 50 Haushalten wären das 600 € je Haushalt und Jahr. Kleine Gemeinschaften brauchen deshalb Dienstleister, die viele Gemeinschaften in einem Bilanzkreis bündeln.
Netzentgelte, Umlagen und Steuern fallen für jede geteilte Kilowattstunde voll an. Verhandelbar ist nur der Energie- und Vertriebsanteil des Strompreises. In der Gebäudeversorgung fließt der Strom nicht durchs Netz; dort entfallen Netzentgelte und Umlagen.
Ende 2024 hatten 96,9 % der österreichischen Zählpunkte einen Smart Meter. Der Netzbetreiber teilt die Energie viertelstündlich auf und stellt die Abrechnungsdaten über ein gemeinsames Portal bereit. 2026 gab es über 10.000 Energiegemeinschaften mit rund 150.000 Mitgliedern.
Messkonzept, Aufteilung und Kosten für Teilnehmende je Modell.
| Modell | Messung | Wer die Mengen aufteilt | Kosten für Teilnehmende |
|---|---|---|---|
| Mieterstrom§ 42a EnWG | Summenzähler am Hausanschluss mit Unterzählern. Alternativ ein virtueller Summenzähler aus den Messsystemen aller Wohnungen; er spart den physischen Zähler, der 5.000 bis 10.000 € kostet. | keine Aufteilung nötig: Der Mieterstromanbieter liefert alles, auch den Reststrom | Messkosten je nach Messkonzept |
| Gebäudeversorgung§ 42b EnWG | Bezugsmengen aller Teilnehmenden viertelstündlich gemessen, in der Praxis mit intelligenten Messsystemen | der Messstellenbetreiber, als Standardleistung nach dem Aufteilungsschlüssel, den der Anlagenbetreiber über die Marktkommunikation meldet | Messsystem auf Wunsch bis 30 €/a plus bis 100 € einmalig; Datenschnittstelle für einen Dienstleister bis 30 €/a je Messstelle |
| Energy Sharing§ 42c EnWG | Zählerstandsgang oder viertelstündliche Leistungsmessung an der Anlage und an allen Verbrauchsstellen | Sharing-Lieferant oder sein Dienstleister im Bilanzkreis; der Netzbetreiber liefert die Messwerte | Messsystem wie oben, dazu Dienstleister- und Bilanzkreiskosten |
| Österreichzum Vergleich | Smart Meter oder Lastprofilzähler; Teilnehmende geben ihre Viertelstundenwerte frei | der Netzbetreiber, statisch oder dynamisch nach Vertrag; Daten über das Portal des energiewirtschaftlichen Datenaustauschs (EDA) | Abrechnung durch die Gemeinschaft, oft mit Software, die je Zählpunkt bezahlt wird |
Quellen: Gesetzestexte; Bündnis Bürgerenergie, Leitfaden Gebäudeversorgung und Mieterstrom (17.2.2026); Bundesnetzagentur zu Preisobergrenzen; Vorarlberg Netz, Anleitung Energiegemeinschaften. Die Verbraucherzentrale NRW schreibt im September 2026, die Gebäudeversorgung könne „häufig noch nicht umgesetzt werden, weil Dienstleister für die Messung und Abrechnung des Solarstroms fehlen und die notwendigen Stromzähler noch nicht flächendeckend verfügbar sind“.
Zum 30. Juni 2026 waren 3.172.579 intelligente Messsysteme eingebaut. Von 4.831.178 Pflichteinbaufällen (Verbrauch über 6.000 kWh und steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG) waren 1.259.270 ausgestattet, also 26,1 %. Gesetzlich verlangt waren 20 % bis Ende 2025; bis Ende 2032 sollen es 90 % sein. Am 27. März 2026 leitete die Bundesnetzagentur Verfahren gegen 77 Messstellenbetreiber ein, die mit dem Rollout noch nicht begonnen hatten. Insgesamt gibt es 803 grundzuständige Messstellenbetreiber. geltend
Preisobergrenzen für Pflichtfälle: 40 €/a bei 6.000 bis 10.000 kWh, 50 €/a bis 20.000 kWh; für Solaranlagen 50 €/a bis 15 kW, 110 €/a bis 25 kW, 140 €/a bis 100 kW. Wer freiwillig umrüstet, zahlt bis 30 €/a; als einmaliges Entgelt hält die Bundesnetzagentur bis zu 100 € für angemessen. Statt des grundzuständigen kann ein wettbewerblicher Messstellenbetreiber einbauen; er braucht einen vom Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) zertifizierten Gateway-Administrator.
In Österreich waren Ende 2024 6,53 von 6,74 Millionen Zählpunkten umgestellt. Viertelstundenwerte übermittelten aber nur 12,6 % der Haushalte (E-Control laut ORF). Wer an einer Energiegemeinschaft teilnimmt, muss seine Daten freigeben (Vorarlberg Netz).
Wer welchen Schritt übernimmt. Beim Energy Sharing in Deutschland nach dem Dienstleistungsmodell der Bundesnetzagentur.
| Schritt | Gebäudeversorgung | Energy Sharing | Österreich |
|---|---|---|---|
| Anmelden | Anlagenbetreiber beim Netzbetreiber, mit Aufteilungsschlüssel | Sharing-Lieferant oder Dienstleister über die üblichen Lieferantenprozesse | Gemeinschaft beim Netzbetreiber und im EDA-Portal |
| Messen | viertelstündlich beim Messstellenbetreiber | ||
| Aufteilen | Messstellenbetreiber | Sharing-Lieferant oder Dienstleister | Netzbetreiber |
| Bilanzieren | Reststromlieferant für den Rest; der Solarstrom bleibt im Haus | Jede Einspeise- und Entnahmestelle bleibt vollständig einem Bilanzkreis zugeordnet. Die Gemeinschaft braucht einen Lieferanten oder Dienstleister, der den geteilten Strom in seinen Bilanzkreis aufnimmt; verpflichtet ist dazu niemand. | über die Lieferanten; der Netzbetreiber zieht die zugeteilte Gemeinschaftsenergie vom Verbrauch ab |
| Abrechnen | Anlagenbetreiber für den Solarstrom; Lieferant für den Rest | Sharing-Lieferant für den geteilten Strom; Reststromlieferant für den Rest | Gemeinschaft für den geteilten Strom; Lieferant für den Rest |
| Netzentgelte | entfallen für den Solarstrom | voll, über die Lieferanten | bei Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften für den geteilten Strom ermäßigt |
Bundesnetzagentur: Mitteilung Nr. 73 (7.7.2026) und Seite zu Energy Sharing; Bündnis Bürgerenergie, Leitfaden (17.2.2026); Vorarlberg Netz. Nach der Mitteilung ergeben sich für Netzbetreiber aus § 42c EnWG keine weiteren Umsetzungspflichten. Nach Darstellung der Bundesregierung müssen sie „massengeschäftstaugliche“ Abrechnungs- und Kommunikationssysteme schaffen; sie selbst will abwarten, welche Modelle sich entwickeln (Antwort auf eine Kleine Anfrage, BT-Drs. 21/7903, September 2026).
Dafür: Der BDEW begrüßt, dass keine weiteren IT-Umstellungen nötig sind; der VKU sieht viele Probleme gelöst. Der Elektroindustrieverband ZVEI mahnt, Energy Sharing könne nur mit flächendeckendem Smart-Meter-Rollout wachsen (ZfK, 9.7.2026).
Dagegen: Das Bündnis Bürgerenergie sieht die gemeinschaftliche Nutzung in ein klassisches Lieferantenmodell verschoben. Eine Allianz aus Bündnis Bürgerenergie, der Bundesgeschäftsstelle Energiegenossenschaften beim DGRV, dem Bundesverband Neue Energiewirtschaft, Green Planet Energy, BürgerEnergie Nord, Consolinno und clever-PV fordert zusätzlich „virtuelle Bilanzierungsgebiete“ auf Basis bestehender Prozesse (solarserver, 21.5.2026).
Praxis: Nach Angaben des Bündnisses kommen grundzuständige Messstellenbetreiber dem Einbau auf Kundenwunsch oft nicht nach; es rechnet mit „Monaten bis Jahren“, bis der Prozess bundesweit läuft (edison, Juni 2026).
Rollen beim Energy Sharing. Einige gab es vorher nicht, andere übernehmen neue Aufgaben.
| Rolle | Aufgabe | Wer das sein kann |
|---|---|---|
| Sharing-Lieferantneu | betreibt die Anlage und schließt mit jedem Teilnehmenden einen Liefervertrag und einen Nutzungsvertrag (Umfang, Aufteilungsschlüssel, Preis, § 42c Abs. 3); muss über den nötigen Reststrom und mögliche Zusatzkosten informieren | natürliche Personen, Personengesellschaften und juristische Personen des Privatrechts, deren Mitglieder sämtlich Letztverbraucher oder juristische Personen des öffentlichen Rechts sind, etwa Genossenschaften; Betrieb nicht überwiegend gewerblich (§ 42c Abs. 1 Nr. 1 und 5) geltend |
| Teilnehmende | beziehen geteilten Strom und Reststrom | Haushalte, Kleinst-, kleine und mittlere Unternehmen, Kommunen; große Unternehmen nicht (§ 42c Abs. 2) |
| Sharing-Dienstleisterneu | übernimmt im Auftrag des Sharing-Lieferanten Abwicklung, Bilanzierung und Reststrom; auch Installation, Betrieb, Messung und Wartung der Anlage (§ 42c Abs. 5) | Stadtwerke, Ökostromanbieter, Softwareplattformen, Dachgenossenschaften |
| Reststromlieferant | liefert den Rest; die freie Wahl des Lieferanten darf nicht eingeschränkt werden (§ 42c EnWG) | jeder Lieferant; zur Mitwirkung am Energy Sharing ist er nicht verpflichtet |
| Bilanzkreisverantwortlicher | gleicht Einspeisung und Entnahme je Viertelstunde aus | Sharing-Lieferant selbst oder ein Dienstleister |
| Verteilnetzbetreiber | Netzanschluss, Netznutzung, Messwerte, Marktkommunikation; seit 1.6.2026 Teilen im eigenen Bilanzierungsgebiet, ab 1.6.2028 auch mit dem angrenzenden Netzgebiet derselben Regelzone ermöglichen | der örtliche Netzbetreiber, oft das Stadtwerk |
| Messstellenbetreiber | baut Messsysteme ein, auch auf Wunsch; teilt in der Gebäudeversorgung auf | grundzuständig meist der Netzbetreiber; wettbewerblich ein anderes Unternehmen mit zertifiziertem Gateway-Administrator |
| Energieserviceanbieter | ruft Messwerte für Dienstleister und Betreiber ab | Abrechnungs- und Softwaredienstleister |
| Direktvermarkter | verkauft den Überschuss, der nicht geteilt wird; die Marktprämie ist laut Bundesnetzagentur grundsätzlich auch für Energy-Sharing-Einspeisung möglich | Direktvermarktungsunternehmen |
Für Anlagen bis 30 kW (Haushaltskunden) und bis 100 kW in Mehrparteienhäusern entfallen die Anzeigepflicht nach § 5 und die Vorgaben zu Verträgen, Rechnungen und Stromkennzeichnung nach §§ 40 bis 42 EnWG (§ 42c Abs. 7). Größere Anlagen, etwa die einer Genossenschaft, tragen die vollen Lieferantenpflichten.
Stadtwerke sind oft Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und Lieferant zugleich. Sie haben die Bilanzkreise, Abrechnungssysteme und die Marktkommunikation, die kleinen Gemeinschaften fehlen.
Messsysteme auf Wunsch zügig einbauen und Viertelstundenwerte zuverlässig liefern. Hier liegt der Engpass: Die Bundesnetzagentur geht gegen Unternehmen vor, die den Rollout nicht begonnen haben, und Bürgerenergie-Verbände berichten von unbearbeiteten Kundenwünschen.
Messwerte und Marktprozesse so automatisieren, dass sie auch für viele kleine Gemeinschaften funktionieren. Nach Darstellung der Bundesregierung sind sie zu „massengeschäftstauglichen“ Systemen verpflichtet. Alle Anbieter im Netzgebiet sind gleich zu behandeln, auch die Konkurrenz des eigenen Vertriebs.
Bilanzkreis, Aufteilung, Rechnung und Reststrom für Gemeinschaften im eigenen Gebiet übernehmen, auch für Genossenschaften und Kommunen. Die ZfK beschreibt Stadtwerke in dieser Rolle als „Enabler“. Ein Bilanzkreis für viele Gemeinschaften verteilt die Fixkosten.
Reststrom- und Sharing-Tarife anbieten. Energy Sharing ersetzt einen Teil des eigenen Absatzes; Netzentgelte und Umlagen bleiben, und der Reststrom muss weiter jemand liefern.
Grenze: Ein Stadtwerk kann nicht selbst Sharing-Lieferant sein, weil der Anlagenbetrieb nicht überwiegend gewerblich sein darf (§ 42c Abs. 1 Nr. 5; kommunal.de, 20.5.2026). Möglich ist, Anlagen gemeinsam mit einer Genossenschaft zu planen, die dann Betreiberin ist.
Kommunen können am Energy Sharing teilnehmen und Mitglied der Betreibergesellschaft sein. Als Betreiber nennt der Wortlaut von § 42c natürliche Personen, Personengesellschaften und juristische Personen des Privatrechts. Eine Gemeinde selbst gehört nicht dazu, wohl aber eine Genossenschaft oder Gesellschaft, deren Mitglieder Letztverbraucher oder Kommunen sind. Manche Darstellungen, etwa kommunal.de, nennen Kommunen auch als Anlagenbetreiber; das deckt der Wortlaut nicht ausdrücklich.
Beispiel Bakum (Niedersachsen, rund 7.000 Einwohner): Fünf kommunale Liegenschaften sind über einen gebündelten Hausanschluss verbunden, der Stromzukauf sank von 338.746 kWh (2022) auf 179.700 kWh (2025). Investition rund 524.000 €, Amortisation nach Angaben der Gemeinde rund acht Jahre. In einer Testphase teilten 35 Parteien Strom. Der Bürgermeister nennt die fehlenden Smart Meter als größte Bremse (kommunal.de, 20.5.2026).
In einer Energiegenossenschaft können die Mitglieder zugleich Eigentümer der Anlage und Abnehmer des Stroms sein.
Zulässig, wenn alle Mitglieder Letztverbraucher oder juristische Personen des öffentlichen Rechts sind; Unternehmen nur als Kleinst-, kleine oder mittlere Unternehmen. Der Betrieb darf nicht überwiegend gewerblich sein. Liegt die Anlage über 30 kW bzw. 100 kW, gelten die vollen Lieferantenpflichten; Bilanzkreis und Abrechnung laufen dann sinnvollerweise über einen Dienstleister. geltend
Mitglied werden und einen Geschäftsanteil zeichnen; jedes Mitglied hat eine Stimme, Mehrstimmrechte nur nach Satzung (§ 43 Abs. 3 Genossenschaftsgesetz, GenG). Strom über einen Sharing-Liefervertrag und einen Nutzungsvertrag beziehen, dazu einen Reststromvertrag nach Wahl. Ein intelligentes Messsystem beantragen. Dach oder Fläche einbringen.
Jede Genossenschaft muss einem Prüfungsverband angehören (§ 54 GenG). Schon zur Eintragung braucht sie dessen Gutachten, ob Belange der Mitglieder oder Gläubiger gefährdet sind (§ 11 Abs. 2 Nr. 3 GenG). Für Energy Sharing braucht sie zusätzlich einen Bilanzkreis oder einen Dienstleister, Verträge nach § 42c Abs. 3 und Messsysteme bei allen Teilnehmenden.
Die Bürgerwerke eG bündeln mehr als 150 Energiegenossenschaften mit über 65.000 Menschen (Stand 15.6.2026). Mit dem Softwareanbieter Exnaton kündigten sie im Juni 2026 ein Angebot an, das mit Standardlastprofilen statt intelligenter Messsysteme arbeiten soll; wie es sich zu den Messvorgaben des § 42c verhält und wann es startet, war offen. Ankündigung
Wirtschaftlich zählt der Preis des geteilten Stroms: Er muss für die Teilnehmenden unter ihrem Arbeitspreis liegen und für die Genossenschaft über dem, was die Einspeisung bringt. Nach dem Regierungsentwurf sind das bei kleinen Anlagen nach drei Jahren 0 ct oder der Marktwert minus Kosten. Die Grafik „Was am Strompreis wegfällt“ zeigt den Spielraum.
Was eine Lösung für Energy Sharing oder Gebäudeversorgung abdecken muss.
| Anbieter | Angebot laut Quelle | Quelle, Stand |
|---|---|---|
| Exnaton | Plattform für Energieallokation, Tarifierung und Abrechnung; Partner der Bürgerwerke | solarserver, 18.6.2026 |
| metergrid | plant die Abrechnung für Energy Sharing, rechnet mit rund zwei Jahren Entwicklungszeit | edison, Juni 2026 |
| WeShareEnergy | bietet Energy Sharing über eine eigene Bilanzkreislösung an | edison, Juni 2026 |
| enox.share (Salzburg AG) | Software für österreichische Energiegemeinschaften: über 150 Gemeinschaften und 2.600 Zählpunkte, Preis pauschal je aktivem Zählpunkt | Produktinfo, Dezember 2025 |
Anbieterangaben, keine Empfehlung und kein vollständiger Marktüberblick. Für die Gebäudeversorgung waren Energieserviceanbieter im Februar 2026 laut Bündnis Bürgerenergie noch nicht etabliert; Fachleute erwarten dort mittelfristig Kosten von „wenigen Euro pro Messstelle pro Jahr“.
Checkliste für eine Energy-Sharing-Gemeinschaft.
Ein Steckersolargerät kauft man im Handel, steckt es ein und meldet es online an. Es ist die einzige Solaranlage, die ohne Fachbetrieb erlaubt ist, und die mit der kürzesten Amortisation. Diese Seite rechnet durch, was Balkonkraftwerk und Steckerspeicher bringen, und zeigt, was bei einer Dachanlage in Eigenleistung geht und was nicht.
Stand 6. Oktober 2026. Modellwerte mit den Standardannahmen des Rechners (Strompreis 35 ct/kWh, Zins 2 % real, Süddach 1.000 kWh je kWp).
Ein Set mit 0,9 kWp senkrecht nach Süden liefert rund 630 kWh im Jahr. Ein 2-Personen-Haushalt nutzt davon etwa 70 % selbst und spart 160 €/a. Bei 370 € Anschaffung ist das nach gut zwei Jahren bezahlt. Vier Module (1,8 kWp) am 800-W-Wechselrichter bringen 225 €/a für 640 €.
Bei zwei Modulen bleibt kaum Überschuss: Ein 2-kWh-Speicher für rund 700 € erhöht die Ersparnis um 20 bis 60 €/a und frisst mit 10 W Standby allein 88 kWh im Jahr. Bei 1,8 kWp und 2 bis 3 kWh Speicher kommen 100 bis 170 €/a dazu; das Speicherteil amortisiert sich dann in fünf bis sieben Jahren.
Bis 2 kW Modulleistung und 800 W Wechselrichter genügt die Registrierung im Marktstammdatenregister; bis 960 Wp darf es die Schuko-Steckdose sein. Für Geräte mit Speicher gibt es noch keine Produktnorm. Nach Lesart der Verbraucherzentrale muss ein Speicher von einem Elektriker angeschlossen und beim Netzbetreiber angemeldet werden.
Keine Übergangszahlung, aber auch keine 50-%-Einspeisegrenze, kein intelligentes Messsystem und kein Aufschlag der Netzentgeltreform. Da der eingespeiste Strom schon heute fast nie vergütet wird, ändert der Entwurf für Balkonkraftwerke praktisch nichts.
Arbeiten an der Elektroinstallation hinter dem Hausanschluss darf nur ein im Installateurverzeichnis eingetragener Betrieb ausführen (§ 13 Niederspannungsanschlussverordnung). Montage, Module und Gleichstromverkabelung sind nicht verboten, aber ohne Abnahmeprotokoll steht der Versicherungsschutz infrage. Wer Material zu Handelspreisen kauft und nur den Anschluss beauftragt, zahlt für eine 10-kWp-Anlage grob die Hälfte.
Dasselbe Stundenmodell wie der Hauptrechner, mit 800-W-Wechselrichter und einem Steckerspeicher, der aus dem Gleichstrom der Module lädt. Eingespeister Strom bringt nichts; Messkosten und Netzentgelt-Aufschlag fallen nicht an.
Standard: Set 100 € plus 300 € je kWp, Speicher 250 € plus 220 € je kWh; die Regler springen auf diese Werte, wenn Module oder Speicher wechseln. Nutzungsdauer 20 Jahre (Set) und 10 Jahre (Speicher), Zins 2 % real, Speicherwirkungsgrad 85 %, nutzbar 95 % der Nennkapazität.
Für die gewählten Module: Stromkostenersparnis und Kapitalkosten je Speichergröße. Der Speicher lohnt sich, wo die Linie deutlich über dem Balken liegt.
Die Ertragsprofile stammen aus derselben pvlib-Simulation wie beim Hauptrechner (Wetterjahr Region Oberrhein, auf 1.000 kWh je kWp bei Süd 35° skaliert). Senkrecht nach Süden ergibt das 704 kWh je kWp (70 % des Optimums, das Umweltbundesamt nennt ebenfalls rund 30 % Verlust), senkrecht nach Westen 507 kWh je kWp. Verschattung durch Brüstung oder Nachbargebäude ist nicht enthalten und kostet oft mehr als die Ausrichtung.
Das Modell rechnet in Stunden. Bei kleinen Anlagen überschätzt das den Direktverbrauch, weil Lastspitzen innerhalb der Stunde verschwinden. Der Stecker-Solar-Simulator der HTW Berlin rechnet mit Minutenwerten und kommt für 800-W-Geräte auf Eigenverbrauchsanteile von 55 bis 70 %; das Umweltbundesamt setzt im Mittel 45 % an. Die Ersparnis hier liegt deshalb eher am oberen Rand.
Der Speicher lädt aus dem Gleichstrom der Module und entlädt über denselben 800-W-Wechselrichter. Er deckt nur Verbrauch, der gerade anliegt; eine Mindestabgabe oder eine Steuerung über ein Messgerät am Hausanschluss ist nicht abgebildet. Geräte ohne solche Messung speisen nachts einen Teil ihrer Energie ungenutzt ins Netz.
Was seit dem Solarpaket I vom Mai 2024 gilt und was der Regierungsentwurf zum EEG 2027 daran ändert.
| Punkt | Regel | Stand |
|---|---|---|
| Größe | höchstens 2 kW Modulleistung und 800 W Wechselrichterleistung | EEG, Solarpaket I geltend |
| Anmeldung | nur im Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur, innerhalb eines Monats nach Inbetriebnahme, mit wenigen Angaben; der Netzbetreiber erfährt es über das Register | seit 1.4.2024 geltend |
| Zähler | Ein alter Zähler darf übergangsweise rückwärtslaufen, bis der Netzbetreiber ihn tauscht; der Tausch ist in der Regel kostenlos | geltend |
| Stecker | Produktnorm DIN VDE V 0126-95 seit 1.12.2025: Schuko-Steckdose bis 960 Wp Modulleistung; darüber eine Einspeisesteckdose. Die Norm gilt nur für Geräte ohne Speicher. | Verbraucherzentrale, 6.3.2026 geltend |
| Mietwohnung, Eigentümergemeinschaft | Steckersolar ist privilegierte Maßnahme: Vermieter und Eigentümergemeinschaft dürfen nur ablehnen, wenn sie unzumutbar ist | seit Oktober 2024 geltend |
| Vergütung | möglich, aber praktisch selten: Bei alleiniger Registrierung landet das Gerät in der „unentgeltlichen Abnahme“. Für eine Vergütung wären Anmeldung beim Netzbetreiber und Zweirichtungszähler nötig; bei 100 bis 300 kWh Überschuss sind das unter 25 €/a. | geltend |
| Steuern | 0 % Umsatzsteuer beim Kauf (§ 12 Abs. 3 Umsatzsteuergesetz); Erträge kleiner Anlagen sind einkommensteuerfrei | geltend |
| Speicher | Für Steckersolar mit Speicher gibt es noch keine Produktnorm; ein Normungsgremium ist eingesetzt. Nach Lesart der Verbraucherzentrale muss ein Speicher von einem Elektriker angeschlossen und beim Netzbetreiber angemeldet werden; der Speicher ist außerdem im Marktstammdatenregister einzutragen. | offen |
| EEG 2027 | keine Übergangszahlung für Steckersolargeräte; von der 50-%-Einspeisegrenze ausgenommen (bis 2 kW und 800 VA); kein intelligentes Messsystem nötig, weil die Pflicht erst über 2 kW greift | BT-Drs. 21/7867 Entwurf |
| Netzentgeltreform | Der Aufschlag für Haushalte mit eigener Erzeugung soll nicht für Steckersolargeräte gelten | Festlegungsentwurf 6.8.2026 Entwurf |
Zahl der Geräte: Am 19. Mai 2026 waren im Marktstammdatenregister 1.327.455 Steckersolargeräte mit 1.381 MW registriert; 2025 kamen 429.808 dazu. Etwa ein Fünftel der registrierten Geräte hat einen Speicher (Auswertung von GFK Solar, zitiert nach gamestar.de).
Batterien von 1 bis 5 kWh, die zwischen Module und Wechselrichter geschaltet werden oder den Wechselrichter gleich mitbringen.
Tagsüber lädt der Speicher den Überschuss der Module, abends gibt er ihn über den 800-W-Wechselrichter ab. Ohne Messgerät am Hausanschluss gibt er eine fest eingestellte Leistung ab, etwa 150 W; liegt der Verbrauch darunter, geht der Rest unvergütet ins Netz. Mit einem Messgerät (Shelly oder Herstellergerät) folgt die Abgabe dem Verbrauch.
Die Verbraucherzentrale nennt 200 bis 400 € je kWh. Beispiele (Händlerangaben, Juli bis Oktober 2026): Zendure SolarFlow 800 Pro, 1,92 kWh, 599 €; Anker Solix Solarbank 3 E2700 Pro, 2,68 kWh, 999 €; Marstek Venus E, 5,12 kWh, 1.099 €; Anker Solarbank 4 E5000 Pro, 5,0 kWh, ab 1.499 €. Das sind 215 bis 460 € je kWh.
Im März 2026 bewertete sie drei von fünf Speichern mit rund 2 kWh (700 bis 1.000 €) mit „mangelhaft“, weil sie zu starke elektromagnetische Störsignale aussenden. Bei vier Geräten drang im Regentest Wasser in die eingebauten Steckdosen, obwohl sie für draußen zugelassen sind.
Ein Speicher, der im Leerlauf 10 W zieht, verbraucht 88 kWh im Jahr, bei 35 ct rund 31 €. Das ist bei zwei Modulen mehr als die Hälfte dessen, was der Speicher zusätzlich liefert. Die HTW Berlin misst bei Heimspeichern 4 bis 64 W im Standby; für Steckerspeicher liegen keine unabhängigen Reihenmessungen vor.
Die Verbraucherzentrale Niedersachsen (1.7.2026) rät zu etwa 1 kWh Speicher je 1.000 kWh Jahresverbrauch und sieht Speicher erst bei größeren Steckersolaranlagen als attraktiv an; das Umweltbundesamt (20.3.2026) hält Speicher an Steckersolargeräten „eher nicht“ für lohnend. Eine Studie von EUPD Research im Auftrag des Herstellers Anker (April 2025) kommt mit 58 ct/kWh Strompreis auf vier bis fünf Jahre Amortisation; die HTW Berlin nennt laut derselben Meldung doppelt so lange Zeiträume.
Was man selbst machen darf, was der Fachbetrieb machen muss, und was das spart.
| Schritt | Selbst möglich? | Anmerkung |
|---|---|---|
| Planung, Angebote, Materialkauf | ja | Module, Wechselrichter und Speicher gibt es zu Großhandelspreisen im Onlinehandel (Ansicht „Kosten“) |
| Gerüst, Dachhaken, Schienen, Module | rechtlich ja | Absturzsicherung, Dachhaut und Statik sind das Risiko; Modulgarantien verlangen teils fachgerechte Montage |
| Gleichstromverkabelung bis zum Wechselrichter | rechtlich ja | Stränge führen bis 1.000 V; Fehler zeigen sich erst Jahre später als Brandursache |
| Wechselrichter anschließen, Zählerschrank, Schutzorgane | nein | „Die Arbeiten dürfen außer durch den Netzbetreiber nur durch ein in ein Installateurverzeichnis eines Netzbetreibers eingetragenes Installationsunternehmen durchgeführt werden“ (§ 13 Abs. 2 NAV) geltend |
| Anmeldung beim Netzbetreiber, Inbetriebsetzung | nein | Der Betrieb stellt das Inbetriebsetzungsprotokoll aus; ohne Protokoll bezweifeln Versicherer im Schadensfall die fachgerechte Installation |
| Registrierung im Marktstammdatenregister | ja | innerhalb eines Monats nach Inbetriebnahme, auch für Speicher |
| Speicher nachrüsten | Hardware ja, Anschluss nein | Batterie aus dem Handel, Einbau durch den Elektrobetrieb; Gewährleistung für die Batterie beim Händler (Ansicht „Kosten“) |
photovoltaik.info (November 2025) nennt für Eigenleistung 10 bis 20 % der Gesamtkosten. Rechnet man mit Großhandelspreisen für Module, Wechselrichter, Montagesystem und Material, kostet die Hardware einer 10-kWp-Anlage rund 4.500 bis 6.000 €, gegenüber 11.000 bis 14.000 € schlüsselfertig. Dazu kommt der Elektrobetrieb für Anschluss, Zählerschrank und Anmeldung; hier mit 1.000 bis 2.000 € angesetzt. Annahme
Mit 2.000 € Fixkosten plus 450 € je kWp und selbst beschaffter Speicherhardware wird aus dem Haushalt ohne Wärmepumpe und E-Auto, für den sich beim Fachbetrieb nichts rechnet, ein Vorteil von +516 €/a bei 20 kWp und 9 kWh. Mit Wärmepumpe und E-Auto steigt der Vorteil von 716 auf 1.431 €/a. Das Optimum wandert an die Dachgrenze, weil jedes weitere kWp nur noch rund 23 €/a kostet. Im Hauptrechner lassen sich diese Preise unter „Preise und Annahmen“ einstellen. Modell
Nicht in dieser Rechnung: eigene Arbeitszeit, Werkzeug, ein Dachdecker für Eindeckung oder Durchführungen, die Haftung bei Schäden an Dach oder Nachbarn und die fehlende Gewährleistung eines Fachbetriebs für das Gesamtsystem.
Der Eigenverbrauch hängt mehr an der Steuerung als an weiteren Modulen. Vieles davon geht mit offener Software.
Das offene Programm evcc steuert Wallboxen vieler Hersteller nach dem Solarüberschuss; es braucht ein Messgerät am Hausanschluss oder die Daten des Wechselrichters. Im Modell hebt das Überschussladen den Vorteil eines Pendlerhaushalts mit 12 kWp und 6 kWh von 55 auf 331 €/a.
Viele Wärmepumpen nehmen ein Freigabesignal für Überschuss an („SG Ready“). Warmwasser in die Mittagsstunden zu legen, hebt im Modell den solaren Anteil am Wärmepumpenstrom von 17 auf 37 %.
Ein Messstecker an Kühlschrank, Router und Fernseher zeigt die Grundlast. Sie bestimmt, wie viel ein Balkonkraftwerk tagsüber direkt deckt und ob ein Speicher überhaupt Überschuss zum Laden bekommt.
Bundesweit gibt es für Balkonkraftwerke nur den Nullsteuersatz. Als einziges Land fördert Mecklenburg-Vorpommern noch mit bis zu 500 € je Gerät, derzeit nur für Mietende. Sachsen hat sein 300-€-Programm am 30. Juni 2026 beendet (rund 16.600 Geräte, über 5 Mio. €), Berlin nimmt für Steckersolar keine Anträge mehr an. Etwa 20 Kommunen zahlen 50 bis 200 € je Gerät; die Töpfe sind meist schnell leer (nexvyra.de, 30.7.2026). geltend
Alle Rechtsangaben und Preise wurden vom 5. bis 7. Oktober 2026 recherchiert. Wo nur Sekundärquellen vorlagen oder Quellen voneinander abweichen, ist das im Text vermerkt.
Zeitreihen. Wetter aus dem Testreferenzjahr 2010 des Deutschen Wetterdienstes, Region 12 (Oberrheingraben, Station Mannheim), stündlich. Die Monatssummen der Strahlung sind auf das Mittel von PVGIS-SARAH3 2005–2023 für 50,1° N / 8,7° O umgerechnet, das Jahresniveau auf den gewählten Ertrag. PV-Erzeugung mit pvlib (Perez-Transposition, Modultemperatur, Wechselrichter, pauschale Verluste; Performance Ratio 0,84). Der Datensatz ergibt für Süd 35° 1.050 kWh/kWp, für Ost-West 15° 82 % und für Süd 15° 94 % davon; der Rechner skaliert auf den eingestellten Standortertrag (Standard 1.000 kWh/kWp).
Haushalt. Stochastisches Einzelhaushaltsprofil mit Gerätelaufzeiten, im Mittel gleich dem BDEW-Standardlastprofil H25 (2025), auf Sommerzeit korrigiert und auf den Jahresverbrauch skaliert. Standardverbräuche nach Stromspiegel 2025 (Ein- und Zweifamilienhaus): 2 Personen 2.700 kWh, 4 Personen 3.800 kWh, 5 Personen 4.500 kWh.
Wärmepumpe. Luft-Wasser-Wärmepumpe, Heizwärme nach Gradstunden mit Gebäudeträgheit, Leistungszahl aus Carnot-Gütegrad 0,5 mit Heizkurve und Abtauabschlag. Jahresarbeitszahl im sanierten Bestand rund 3,5 (Feldtest Fraunhofer ISE 2025: Luft-Wasser im Bestand im Mittel 3,4). Warmwasser 700 kWh je Person und Jahr (Annahme). PV-geführt heißt: Warmwasser und 15 % der Heizwärme eines Tages werden in die Stunden mit dem größten Überschuss gelegt.
E-Auto. Abwesenheit nach Muster (Pendler: werktags 7–18 Uhr), Verbrauch im Winter höher, Laden mit 11 kW. Überschussladen ab 1,4 kW Überschuss, nachts Nachladen aus dem Netz auf 40 % Ladestand. Öffentliches Laden für den Rest der Fahrleistung.
Speicher. Nutzbare Kapazität im Mittel 90 % der Nennkapazität, Wirkungsgrad 90 % (Laden und Entladen), 10 W Standby, Leistung 0,6 C (mindestens 2,5 kW). Entlädt nicht ins E-Auto. Bei Einspeisegrenze lädt er prognosebasiert die Mittagsspitze.
Börsenpreise und negative Stunden. Stundenpreise des Day-Ahead-Markts Deutschland/Luxemburg 2025 (Energy-Charts, Fraunhofer ISE, auf Basis von SMARD/Bundesnetzagentur, CC BY 4.0), auf Normalzeit gelegt. Als negative Stunden gelten die 575 Stunden mit den niedrigsten Preisen (einstellbar); 22,4 % der Solarerzeugung des Modells fallen in diese Stunden, empirisch 2025 16 bis 23 %. Derselbe Preisverlauf bildet den dynamischen Tarif: Arbeitspreis plus 0,119 ct/kWh je €/MWh Abweichung vom lastgewichteten Jahresmittel (Standardlastprofil), also Börsenpreis mit Umsatzsteuer durchgereicht; der Regler „teurer oder billiger“ verschiebt das Niveau. Bei dynamischem Tarif lädt das E-Auto nachts in den billigsten Stunden statt sofort, die Wärmepumpe legt den nicht PV-gedeckten Teil der verschiebbaren Wärme in billige Stunden; der Speicher lädt nicht aus dem Netz.
Mehrfamilienhaus. Verbrauch aller Wohnungen zusammen mit dem glatten BDEW-Standardlastprofil H25 (Gleichzeitigkeit vieler Haushalte), eine Anlage am Hausanschluss, Mess- und Abrechnungskosten je Wohnung als laufende Kosten, Mieterstromzuschlag nach Leistungsklassen (2,51 / 2,33 / 1,57 ct/kWh) auf den selbst genutzten Strom, 20 Jahre, als Annuität über 25 Jahre. Die Verteilung zwischen Betreiber und Bewohnern folgt aus dem eingestellten Solarstrompreis. Mehrere E-Autos: gleiche Fahrleistung, das zweite steht öfter zu Hause, weitere meist; jedes Auto lädt mit bis zu 11 kW, der Überschuss geht der Reihe nach an die anwesenden Autos.
Wirtschaftlichkeit. Annuitäten in realen Preisen, also mit herausgerechneter Inflation; Zins und Preisänderungen gelten zusätzlich zur Inflation. Nutzungsdauer: PV 25 Jahre, Speicher 15 Jahre, Wärmepumpe und Kessel 20 Jahre. Einspeiseerlöse je Phase abgezinst und als Annuität über 25 Jahre verteilt. Marktwert der Einspeisung aus dem Monatsprofil des Marktwerts Solar 2025, skaliert auf den eingestellten Jahreswert. Messkosten nach Preisobergrenzen des Messstellenbetriebsgesetzes, als Mehrkosten gegenüber einer modernen Messeinrichtung; bei Wärmepumpe oder Wallbox ist die Steuerbox ohnehin vorhanden.
Optimierung. PV in 1-kWp-Schritten bis zur Dachgrenze (über 30 kWp in 2-, über 60 kWp in 5-kWp-Schritten), Speicher in 1-kWh-Schritten bis 20 kWh (im Mehrfamilienhaus bis 60 kWh, gröber über 20 kWh), jeweils ein volles Jahr simuliert. Der Sweet Spot ist die Kombination mit dem größten Vorteil.
| Größe | Wert | Einordnung |
|---|---|---|
| Strompreis (Arbeitspreis, brutto) | 35 ct/kWh | BDEW-Durchschnitt 2026: 37,0 ct inkl. Grundpreisanteil; Neukundentarife Oktober 2026 rund 30–31 ct, seit März um 20–28 % gestiegen; Grundversorgung rund 40 ct Annahme |
| Kalkulationszins, Preisänderung | 2 % real, 0 % real | Real heißt: Die Inflation ist bereits abgezogen. 2 % real entsprechen bei 2 % Inflation (Ziel der Europäischen Zentralbank) rund 4 % nominal; 0 % real heißt, der Strompreis steigt mit der Inflation. Vergleich nominal: Festgeld bis 1 Jahr 2,10 %, Wohnungsbaukredite 3,54 %, Konsumentenkredite 7,60 % (Bundesbank, Juli 2026); 10-jährige Bundesanleihe 3,56 % (15.9.2026); KfW-Kredit 270 ab 4,32 % effektiv (reduco.ai, 24.8.2026). Inflation September 2026: 3,3 % (Destatis, vorläufig) Annahme |
| PV-Kosten | 3.500 € + 850 €/kWp | an Spannen von 42watt (07/2026), reduco.ai (08/2026), Fraunhofer ISE (Ende 2025) angepasst |
| Speicherkosten | 1.000 € + 450 €/kWh | Variante „Angebot Fachbetrieb“, im unteren Teil der Marktspannen (400–800 €/kWh bei 10 kWh); wählbar: 1.000 € + 300 €/kWh (schlank kalkuliert) und 1.000 € + 200 €/kWh (Hardware selbst beschafft, Batterien im Handel 150–200 €/kWh) |
| Betrieb | 1 % der PV-Investition pro Jahr | inkl. Versicherung und Rücklage für den Wechselrichter; 42watt: 1–2 % |
| Ertrag Süd 35° | 1.000 kWh/kWp | Ertragsstudie Umwelt-Campus Birkenfeld: 1.053 kWh/kWp im Mittel 2012–2020 für gut funktionierende Anlagen; PVGIS für Frankfurt: 1.083 |
| Marktwert Solar | 4,5 ct/kWh | Jahresmarktwert 2025: 4,508 ct; 2024: 4,624 ct (netztransparenz.de) |
| Negative Stunden | 575 pro Jahr | 2025: 573–575 h je nach Quelle; 2026 bis Ende August 427,5 h; im Modell die 575 billigsten Stunden der Preisreihe 2025 |
| Dynamischer Tarif | Börsenpreis 2025 durchgereicht, Mittel gleich 35 ct | Day-Ahead DE-LU 2025: Mittel 89,6 €/MWh; Faktor 0,119 ct/kWh je €/MWh (Umsatzsteuer 19 %); Niveau einstellbar Annahme |
| Mehrfamilienhaus: Messung und Abrechnung | 90 €/a je Wohnung (GGV), 120 €/a (Mieterstrom) | Größenordnung aus Dienstleisterangeboten und Messentgelten (Ansicht „Umsetzung“); Mieterstrom mit Vollversorgung aufwendiger Annahme |
| Mehrfamilienhaus: Solarstrompreis für Bewohner | 25 ct/kWh | unter dem Arbeitspreis von 35 ct, über den Vollkosten der Anlage; Mieterstrom höchstens 90 % der Grundversorgung Annahme |
| Direktvermarktung | 140 €/a + 3 % der Markterlöse | Fraunhofer ISE für Agora, 2026 |
| Netzentgeltreform | 100 €/a ab 2029 | Bundesnetzagentur (Zwischenstand Mai 2026): unter 100 €/a; BSW-Solar: bis 150 €/a Entwurf |
| Gaspreis | 12 ct/kWh | BDEW 2026 bisher, Einfamilienhaus: 11,93 ct; CO₂-Preis 2026 und 2027: 55–65 €/t; Verivox erwartet bis zu +20 % zum Jahreswechsel |
| Heizöl | 1,30 €/l | Mittel 1.–3. Quartal 2026 rund 130 €/100 l; am 5.10.2026 169 €/100 l; 2025: 96 €/100 l (Tecson) |
| Benzin E10 | 1,85 €/l | ADAC: Mittel 2025 1,69 €; Januar–September 2026 2,00 €; September 2026 2,27 € |
| Verbrenner, E-Auto | 6,5 l/100 km; 18 kWh/100 km | Verbrenner: Annahme; E-Auto: ADAC Ecotest 13,4–28,8 kWh/100 km inkl. Ladeverluste |
| Öffentliches Laden | 0,55 €/kWh | ADAC: selten unter 50 ct; Ionity ad hoc 72 ct, mit Abo 41–53 ct |
| § 14a EnWG Modul 1 | 150 €/a | Verbraucherzentrale NRW: im Mittel 145 €/a; Spanne 110–190 €/a |
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Stand: Oktober 2026