Direktvermarktung: Fernsteuerung von EE-Anlagen via Smart-Meter-Gateway ab 2028
Paragraf 10b EEG verlangt von Anlagen erneuerbarer Energien über 25 kW in der Direktvermarktung zwei Funktionen, den Abruf der Ist-Einspeisung und die ferngesteuerte Reduzierung der Einspeiseleistung durch den Direktvermarkter. Spätestens ab 1. Januar 2028 oder ab Einbau eines intelligenten Messsystems, je nachdem was zuerst eintritt, läuft diese Fernsteuerung über den CLS-Kanal des zertifizierten Smart-Meter-Gateways und eine FNN-Steuerbox. Die Übergangstechnik wie der Funk-Rundsteuerempfänger läuft Ende 2027 aus. Dieser Artikel erklärt, was Paragraf 10b EEG verlangt, wie sich die Pflicht von Paragraf 9 EEG und Paragraf 14a EnWG abgrenzt, was sich technisch ändert, welche Frist und welche Sanktion nach Paragraf 52 EEG gelten, welche Risiken bestehen und was Unternehmen jetzt tun sollten.
Paragraf 10b EEG macht EE-Anlagen in der Direktvermarktung fernsteuerbar. Anlagen über 25 kW müssen so ausgestattet sein, dass der Direktvermarkter jederzeit die Ist-Einspeisung abrufen und die Einspeiseleistung ferngesteuert reduzieren kann. Das ist die Voraussetzung für die marktdienliche Vermarktung. Spätestens ab 1. Januar 2028 oder ab Einbau eines intelligenten Messsystems, je nachdem was zuerst eintritt, läuft diese Fernsteuerung verpflichtend über das Smart-Meter-Gateway. Bis dahin ist die Übergangstechnik wie der Funk-Rundsteuerempfänger zulässig, sie läuft Ende 2027 aus. Technisch erfolgt die Steuerung künftig über den CLS-Kanal des zertifizierten Smart-Meter-Gateways und eine FNN-Steuerbox, dieselbe Architektur wie bei Paragraf 14a EnWG, aber für die Erzeugerseite. Wichtig ist die Abgrenzung: Paragraf 9 EEG regelt die netzbezogene Steuerung von Erzeugern durch den Netzbetreiber, Paragraf 14a EnWG die von Verbrauchern, Paragraf 10b EEG die marktdienliche Steuerung durch den Direktvermarkter. Gleiche Hardware, andere Richtung. Wer die Pflicht verfehlt, zahlt nach Paragraf 52 EEG 10 Euro je kW und Monat, reduziert 2 Euro je kW und Monat. Im April 2025 waren rund 119 GW Leistung direktvermarktet, davon rund 92 GW im Marktprämien-Segment. Der Engpass ist der Rollout: Ende 2025 lag die Durchdringung mit intelligenten Messsystemen erst bei rund 5,5 Prozent, und zertifizierte Steuerboxen sind erst seit Kurzem verfügbar. Wer den Anlagenbestand erfasst, den Einbau mit dem Messstellenbetreiber früh terminiert, die CLS-Anbindung mit dem Direktvermarkter klärt und das Sanktionsrisiko bepreist, ist auf die Frist vorbereitet.
Was Paragraf 10b EEG verlangt
Paragraf 10b EEG macht EE-Anlagen in der Direktvermarktung fernsteuerbar. Anlagen über 25 kW müssen so ausgestattet sein, dass der Direktvermarkter jederzeit die Ist-Einspeisung abrufen und die Leistung ferngesteuert reduzieren kann. Das ist die Voraussetzung für die marktdienliche Vermarktung.
Im Kern verlangt Paragraf 10b EEG zwei Funktionen von Anlagen über 25 kW in der Direktvermarktung. Erstens muss das Direktvermarktungsunternehmen jederzeit die Ist-Einspeisung in Echtzeit abrufen können. Zweitens muss es die Einspeiseleistung ferngesteuert reduzieren können. Beides zusammen ergibt die marktdienliche Fernsteuerbarkeit, die nötig ist, um die Anlage am Markt zu vermarkten und auf Preissignale zu reagieren. Der Nachweiszeitpunkt für diese Fernsteuerbarkeit wurde mit der Reform 2025 von der Inbetriebnahme auf die erstmalige Einspeisung verschoben. Spätestens ab 1. Januar 2028 oder ab Einbau eines intelligenten Messsystems, je nachdem was zuerst eintritt, läuft die Fernsteuerung verpflichtend über das Smart-Meter-Gateway. Bis dahin bleibt die Übergangstechnik wie der Funk-Rundsteuerempfänger zulässig, sie läuft Ende 2027 aus. Wie groß der betroffene Bereich ist, zeigen die Marktzahlen: Im April 2025 waren rund 119 GW Leistung direktvermarktet, davon rund 92 GW im Marktprämien-Segment. Der zentrale Engpass ist der Rollout, denn Ende 2025 lag die Durchdringung mit intelligenten Messsystemen erst bei rund 5,5 Prozent.
Paragraf 9, 14a oder 10b? Wer steuert was
Drei Steuerpflichten werden oft verwechselt, nutzen aber dieselbe Hardware für verschiedene Zwecke. Paragraf 9 EEG und Paragraf 14a EnWG dienen der Netzsicherheit, Paragraf 10b EEG der marktdienlichen Vermarktung. Wer das trennt, ordnet die eigene Pflicht richtig ein.
Im Detail unterscheiden sich die drei Pflichten in Akteur, Objekt und Zweck. Paragraf 9 EEG regelt die netzbezogene Steuerung von Erzeugern durch den Netzbetreiber zur Netzsicherheit, die Leistungsgrenze liegt mit dem Solarspitzengesetz ab 7 kWp. Paragraf 14a EnWG regelt die netzorientierte Steuerung steuerbarer Verbrauchseinrichtungen wie Wärmepumpen und Wallboxen, ebenfalls durch den Netzbetreiber zur Netzsicherheit. Paragraf 10b EEG regelt die marktdienliche Steuerung von Erzeugern durch den Direktvermarkter, mit dem Zweck der Vermarktung am Markt. Die gemeinsame Basis ist dieselbe: das Smart-Meter-Gateway, der CLS-Kanal und die Steuerbox. Es ist also gleiche Hardware, aber eine andere Richtung. Wer diese drei Stränge sauber trennt, erkennt, dass die Fernsteuerpflicht der Direktvermarktung eine eigenständige Pflicht der Erzeugerseite ist und nicht mit der Netzsteuerung verwechselt werden darf.
Vom Rundsteuerempfänger zum Smart-Meter-Gateway
Der technische Wechsel ist der Kern. Die bisherige Übergangstechnik wird durch die zertifizierte Gateway-Infrastruktur ersetzt. Das vereinheitlicht die Steuerung und bindet sie an das regulierte Messwesen.
Im Detail unterscheidet sich die neue von der alten Welt deutlich. Bisher lief die Übergangstechnik über den Funk-Rundsteuerempfänger mit Rückkanal, der proprietär und uneinheitlich war. Künftig läuft die Steuerung über das Smart-Meter-Gateway mit CLS-Kanal und einer FNN-Steuerbox. Die Messwerte werden über die Tarifanwendungsfälle, kurz TAF, übertragen, die Steuerung selbst läuft über den Standard IEC 61850. Diese Architektur ist dieselbe wie bei Paragraf 14a EnWG, sie wird hier aber für die Erzeugerseite genutzt. Einbau und Betrieb des Smart-Meter-Gateways und der Steuerbox liegen beim Messstellenbetreiber, kurz MSB. Für den Anlagenbetreiber bedeutet das, dass die Umsetzung der eigenen Pflicht von einem Dritten abhängt, mit dem die Terminierung und die technische Anbindung frühzeitig zu klären sind. Der Vorteil der neuen Architektur ist die Vereinheitlichung und die Anbindung an das zertifizierte, regulierte Messwesen.
Frist 2028 und die Sanktion nach Paragraf 52
Der Stichtag ist klar, aber abhängig vom Rollout. Die SMGW-Pflicht greift spätestens ab 1. Januar 2028 oder ab Einbau eines intelligenten Messsystems, je nachdem was zuerst eintritt. Wer die Pflicht verfehlt, zahlt.
Für die Praxis bedeutet die Stichtag-Logik vor allem eines: Maßgeblich ist, was zuerst eintritt. Die Fernsteuerung über das Smart-Meter-Gateway gilt verpflichtend ab 1. Januar 2028 oder ab Einbau eines intelligenten Messsystems, je nachdem was zuerst kommt. Wird das intelligente Messsystem also vor 2028 verbaut, greift die SMGW-Steuerung früher. Bis zu diesem Punkt bleibt die Übergangstechnik wie der Funk-Rundsteuerempfänger zulässig, sie läuft Ende 2027 aus. Zur laufenden Pflicht gehört zudem ein jährlicher Funktionstest der Steuerung, für Anlagen unter 100 kW ab 2026. Wer die Fernsteuerbarkeit nicht erfüllt, zahlt nach Paragraf 52 EEG eine Strafzahlung von 10 Euro je kW und Monat, reduziert 2 Euro je kW und Monat. Das EEG 2023 hat damit die frühere Vergütungskürzung durch dieses Strafzahlungssystem ersetzt.
Vorsicht bei der Sanktion nach Paragraf 52 EEG: Die Strafzahlung von 10 Euro je kW und Monat skaliert direkt mit der Anlagengröße. Bei einer Anlage mit 1 MW sind das rund 10.000 Euro je Monat, solange die Fernsteuerbarkeit nicht erfüllt ist. Wer den Gateway-Einbau zu spät terminiert oder sich auf die Übergangstechnik über Ende 2027 hinaus verlässt, riskiert genau diese laufende Belastung. Maßgeblich ist die Frist ab 1. Januar 2028 oder ab Einbau eines intelligenten Messsystems, je nachdem was zuerst eintritt.
Herausforderungen und Risiken
Der enge Termin trifft auf einen langsamen Rollout. Ohne verbautes Gateway läuft die Pflicht ins Leere, und zertifizierte Steuerboxen sind erst seit Kurzem verfügbar. Eine ehrliche Betrachtung muss das benennen, statt die Pflicht nur als geordneten Fortschritt zu zeichnen.
Im Detail liegen die Risiken auf mehreren Ebenen. Erstens ist der Rollout-Rückstand das zentrale Problem, denn Ende 2025 lag die Durchdringung mit intelligenten Messsystemen erst bei rund 5,5 Prozent. Ohne verbautes Gateway kann die SMGW-Steuerung schlicht nicht greifen, sodass die Pflicht faktisch an den Strom-Rollout gekoppelt ist. Zweitens ist die Verfügbarkeit zertifizierter Steuerboxen ein Engpass, da diese erst seit Kurzem am Markt sind. Drittens entsteht eine strukturelle Schieflage: Die Pflicht trifft den Anlagenbetreiber, die technische Umsetzung hängt aber am Messstellenbetreiber, der das Gateway und die Steuerbox einbaut und betreibt. Viertens trifft die Strafzahlung große Anlagen hart, bei 1 MW sind es etwa 10.000 Euro je Monat. Eine ausgewogene Sicht erkennt also sowohl den Nutzen einer einheitlichen, marktdienlichen Steuerinfrastruktur als auch die realen Lücken aus Rollout-Rückstand, Geräteverfügbarkeit und geteilter Verantwortung an.
Die Fernsteuerpflicht der Direktvermarktung ist ein sinnvoller Schritt zu einer einheitlichen Steuerinfrastruktur und zugleich noch eine Baustelle. Der Rollout-Rückstand mit rund 5,5 Prozent Durchdringung Ende 2025, die noch knappe Verfügbarkeit zertifizierter Steuerboxen und die Tatsache, dass die Pflicht den Betreiber trifft, die Umsetzung aber am Messstellenbetreiber hängt, gehören ehrlich auf den Tisch. Wer beides sieht, den Nutzen der einheitlichen Steuerung und die realen Engpässe, kann die Vorarbeit gezielt leisten und das Sanktionsrisiko begrenzen.
Was Unternehmen jetzt tun sollten
Die Pflicht ist eine Asset- und Datenaufgabe mit Vorlauf. Wer den Anlagenbestand erfasst und den Gateway-Einbau früh terminiert, vermeidet Strafzahlungen. So wird aus einer Frist ein konkreter Plan.
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Anlagenbestand erfassen
Erfasse den Anlagenbestand über 25 kW und dokumentiere den Migrationsstatus je Anlage. Wer weiß, welche Anlagen noch auf Übergangstechnik laufen und wo bereits ein intelligentes Messsystem verbaut ist, kann den Handlungsbedarf priorisieren. Diese Bestandsaufnahme ist die Grundlage für jede weitere Planung bis zur Frist ab 1. Januar 2028 oder ab Einbau eines intelligenten Messsystems, je nachdem was zuerst eintritt.
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Mit dem Messstellenbetreiber Einbau terminieren
Terminiere frühzeitig mit dem Messstellenbetreiber den Einbau des Smart-Meter-Gateways und der Steuerbox. Da Einbau und Betrieb beim Messstellenbetreiber liegen und der Rollout langsam läuft, ist ein früher Termin der wirksamste Hebel gegen Zeitdruck zum Stichtag. Wer hier wartet, riskiert, dass die Frist ohne verbautes Gateway verstreicht.
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CLS-Anbindung klären
Kläre mit dem Direktvermarkter die CLS-Anbindung und die Testfenster. Über den CLS-Kanal des Smart-Meter-Gateways laufen der Abruf der Ist-Einspeisung und die ferngesteuerte Reduzierung, also genau die zwei von Paragraf 10b EEG geforderten Funktionen. Wer Anbindung und Testtermine früh abstimmt, stellt sicher, dass die Steuerung zum Stichtag tatsächlich funktioniert und den jährlichen Funktionstest besteht.
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Sanktionsrisiko bepreisen
Bepreise das Sanktionsrisiko und rechne es in die Investitionsentscheidung ein. Die Strafzahlung nach Paragraf 52 EEG von 10 Euro je kW und Monat skaliert mit der Anlagengröße, bei 1 MW sind das etwa 10.000 Euro je Monat. Wer diese Belastung den Kosten für Gateway und Steuerbox gegenüberstellt, erkennt schnell, dass der rechtzeitige Einbau die wirtschaftlich klar günstigere Option ist.
Weiterführende Informationen
Häufig gestellte Fragen
Paragraf 10b EEG verlangt von Anlagen über 25 kW in der Direktvermarktung zwei Funktionen. Das Direktvermarktungsunternehmen muss jederzeit die Ist-Einspeisung abrufen und die Einspeiseleistung ferngesteuert reduzieren können. Das ist die Voraussetzung für die marktdienliche Vermarktung. Der Nachweiszeitpunkt wurde mit der Reform 2025 von der Inbetriebnahme auf die erstmalige Einspeisung verschoben.
Die Fernsteuerung über das Smart-Meter-Gateway gilt verpflichtend ab 1. Januar 2028 oder ab Einbau eines intelligenten Messsystems, je nachdem was zuerst eintritt. Bis dahin ist die Übergangstechnik wie der Funk-Rundsteuerempfänger zulässig, sie läuft Ende 2027 aus. Die Pflicht setzt voraus, dass ein intelligentes Messsystem verbaut ist, ohne das die SMGW-Steuerung nicht greifen kann. Rechtsgrundlage ist Paragraf 10b Absatz 2 EEG.
Betroffen sind Anlagen mit mehr als 25 kW installierter Leistung in der Direktvermarktung. Insgesamt waren im April 2025 rund 119 GW direktvermarktete Leistung im Markt, davon rund 92 GW im Marktprämien-Segment. Der Nachweiszeitpunkt für die Fernsteuerbarkeit wurde mit der Reform 2025 von der Inbetriebnahme auf die erstmalige Einspeisung verschoben.
Paragraf 14a EnWG regelt die netzorientierte Steuerung steuerbarer Verbrauchseinrichtungen durch den Netzbetreiber, etwa Wärmepumpen und Wallboxen. Paragraf 10b EEG regelt dagegen die marktdienliche Steuerung von Erzeugern durch den Direktvermarkter. Beide nutzen dieselbe Hardware, das Smart-Meter-Gateway mit CLS-Kanal und Steuerbox, aber mit unterschiedlichem Akteur, Objekt und Zweck. Gleiche Hardware, andere Richtung.
Wer die Fernsteuerbarkeit nicht erfüllt, zahlt nach Paragraf 52 EEG eine Strafzahlung von 10 Euro je kW und Monat, reduziert 2 Euro je kW und Monat. Das EEG 2023 ersetzte damit die frühere Vergütungskürzung. Die Strafzahlung trifft große Anlagen hart, bei 1 MW sind das etwa 10.000 Euro je Monat. Zusätzlich ist ein jährlicher Funktionstest der Steuerung vorgesehen, für Anlagen unter 100 kW ab 2026.