Die Einspeisevergütung stirbt — und was wir davon haben
Am 20. Oktober 2026 veröffentlicht Rabot Energy einen Plan, der den Markt erschüttert: Ab 2027 sollen Betreiber kleiner PV-Anlagen ihren Strom direkt vermarkten können – sofern sie auch Strom über den Hamburger Anbieter beziehen. Fester Vergütungstarif weg, Marktpreis hin. Für eine Anlage wie unsere, seit 2012 am Netz und seit 2023 fossilfrei hausend, ist das mehr als eine Schlagzeile. Es ist der Vollzug eines Wandels, der seit Jahren angekündigt wird und dem wir uns bereits gestellt haben.
Die feste Einspeisevergütung, auf der zwei Jahrzehnte PV-Kalkulationen ruhen, läuft zum 1. Januar 2027 für neue Anlagen unter 25 kWp aus. Bestandsschutz gilt nur für alles, bis Ende 2026 ans Netz gegangen ist. Für uns bedeutet das: Die garantierte 20-Jahres-Zahlung von 12,34 Cent pro Kilowattstunde bei Volleinspeisung oder 7,78 Cent bei Teileinspeisung – zum 1. August 2026 bereits auf 12,22 beziehungsweise 7,70 Cent abgebaut – endet für Neuanlagen. Der Wert wandert vollständig in Eigenverbrauch und Zeitverschiebung, also in die Preisspreizung, in die Differenz zwischen Mittag und Abend.
Ich rechnere live an meinem System vor. Unsere SolarEdge-Anlage von 29,5 Kilowattpeak, installiert Juli 2012, hat seit Inbetriebnahme 259 Megawattstunden erzeugt – Stand August 2026. Seit 2023 beziehen wir keinen fossilen Strom mehr. Vier Elektrofahrzeuge laden zu Hause über vier Tesla Wall Connector, der Batteriespeicher von 52,5 Kilowattstunden brutto Puffer für Haus und Fahrzeuge. Home Assistant als Leitstand, Tibber als dynamischer Tarif, emhass für die viertelstündliche Day-Ahead-Optimierung. Was für Außenstehende neu ist, ist für uns Alltag: Wir verschieben Lasten in Phasen negativer Börsenpreise. In H1 2026 gab es 299 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen, am 1. Mai 2026 fiel der Preis auf minus 499,99 Euro pro Megawattstunde, die Tagesspreizung erreichte 733 Euro pro Megawattstunde. Und die Börse musste die Preisuntergrenze auf minus 600 Euro pro Megawattstunde anpassen, seit dem 29. Mai 2026. 2.482,7 Megawatt neue Batteriespeicherkapazität sind 2026 ans Netz gegangen, das ist ein Plus von 76 Prozent. Eine Studie des Fraunhofer-IEE beziffert, dass 20 Gigawatt zusätzliche Speicherleistung das System seit Januar 2025 um 5,6 Milliarden Euro entlastet hätten – jährlich rund 3,9 Milliarden Euro. Der Clou: Die Speicher funktionieren, indem sie ihr eigenes Geschäftsmodell abschaffen. Negative Preise würden um fast 70 Prozent fallen.
Was Rabot Energy jetzt beschreibt, ist im Prinzip das, was wir bereits seit Jahren praktizieren – nur dass wir es nicht als Geschäftsmodell verkaufen, sondern als Haushalt führen. Die Direktvermarktung zu festen Tarifen klingt nach Planungssicherheit, ist aber an die Bedingung geknüpft, selbst Strom vom Anbieter zu beziehen. Für einen Prosumer mit eigenem Dach, eigenem Speicher und eigenem Verbrauch ist das ein Widerspruch in sich. Wir optimieren bereits jetzt nach Viertelstundenpreisen, laden Fahrzeuge wenn der Strom günstig ist, speichern Überschuss, der sonst ins Netz gehen würde. Die Technologie dafür existiert längst – Home Assistant, Smart Meter, dynamische Tarife. Was fehlt, ist die Marktstruktur, die uns diese Freiheit ohne Zwang ermöglicht.
Zum 1. Januar 2027 fällt für Neuanlagen der letzte Rest garantierter Vergütung. Wer dann eine PV-Anlage baut, rechnet nicht mehr mit 20 Jahren fester Einspeisevergütung, sondern mit der Volatilität des Marktes – und mit der Notwendigkeit, selbst zu steuern, wann Strom verbraucht oder gespeichert wird. Für uns ist das kein Umdenken, sondern der bestätigte Kurs: Wer fossile Unabhängigkeit will, muss die Preisspreizung selbst in die Hand nehmen. Ob über direkte Vermarktung oder über eigene Laststeuerung – das Prinzip ist dasselbe. Die Einspeisevergütung war ein Trainingssatz für dezentrale Energie. Jetzt beginnt der eigentliche Wettkampf.
Erstellt mit KI-Unterstützung, fachlich geprüft und redaktionell verantwortet von Achim Karpf.
