PV-Dachanlagen als wichtiger Baustein des Energiesystems

Für ein klimaneutrales Stromsystem ist ein energiewirtschaftlich sinnvoller Mix aus Solar- und Windenergie entscheidend. Der Ausbaupfad nach dem EEG sieht eine installierte Leistung von 400 GW Solarenergie im Jahr 2040 vor und den Erhalt dieser Leistung in der darauffolgenden Zeit.

Aktuell wird politisch wie energiewirtschaftlich intensiv darüber diskutiert, ob große Freiflächenanlagen künftig gegenüber Dachanlagen priorisiert werden sollten. Aus rein volkswirtschaftlicher Sicht bestechen Freiflächenanlagen durch geringere Stromgestehungskosten. Zudem bieten sie Netzbetreibern eine deutlich bessere Steuerbarkeit der Einspeisung und können leichter Systemdienstleistungen für das Energiesystem erbringen. Allerdings bringen PV-Dachanlagen systemische Vorteile mit sich. Sie erzeugen keine Flächenkonkurrenzen und haben eine hohe gesellschaftliche Akzeptanz. Sie unterstützen die gewollte verbrauchsnahe Stromerzeugung und den Einstieg in eine stärkere Elektrifizierung auf Verbraucherseite. Durch ihre tendenziell breitere geographische Verteilung erzeugt der Gesamtpark unabhängiger von Wetterlagen gleichmäßiger Strom.

Gleichzeitig wächst der Druck, Dachanlagen, und hierbei insbesondere die Vielzahl schwer steuerbarer Kleinanlagen, stärker in den Strommarkt zu integrieren. Genau hier setzt dieser Bericht an. Es gilt, Strategien zu entwickeln, wie der Ausbau von Aufdach-PV weiter vorangetrieben werden kann, wie Kleinanlagen für ihre Betreiber wirtschaftlich rentabel bleiben und wie sie fair und systemdienlich zugleich den Weg vom Dach ins Gesamtsystem finden. Dabei ist das Ziel der Studie, Lösungsansätze zu ermitteln, die erstens den Ausbau von kleinen PV-Dachanlagen gewährleisten – dies auf der Basis der Wirtschaftlichkeit der Investition und von Untersuchungen der sozioökonomischen Effekte in den einzelnen Akteursgruppen. Zum zweiten sollten diese Ansätze durch eine bessere System- und Netzintegration von privaten „kleinen“ PV-Dachanlagen bis 25 kWp die Reaktion von PV-Dachanlagen auf die Strompreise und die Versorgungssicherheit stärken.

1.1 Regulatorische Vorgaben haben Investitionen planbar gemacht – ein Überblick

Die Erfolgsgeschichte von Dachsolaranlagen beginnt im Jahr 2000 mit dem Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG). Grundlage war eine feste, garantierte Vergütung für eingespeisten Strom über einen Zeitraum von 20 Jahren mit dem Ziel, den Betreibern bei ordnungsgemäßem Betrieb eine marktübliche Rendite zu ermöglichen. Die Vergütungshöhe sollte sich der Preisentwicklung bei den Anschaffungskosten von PV-Anlagen anpassen, sodass die Rendite immer etwa gleich bleibt. Sie sank kontinuierlich von zu Beginn 50 Cent (Solarenergie Förderverein 2026) auf aktuell 7 Cent pro eingespeister kWh Solarstrom, wobei die Höhe vom Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Solaranlagen abhängt und über die gesamten 20 Jahre für eine Anlage fix blieb. In den letzten 25 Jahren wurde das EEG weiterentwickelt und häufig reformiert. Die regulatorischen Vorgaben zielten zu Beginn darauf ab, Investitionen planbar zu machen, den Ausbau kleiner Solaranlagen zu beschleunigen und dienten weltweit als Vorbild. Aufgrund fallender Preise für Solartechnik konnte die Vergütung stark sinken.

Für kleine Anlagen gelten folgende Netzanschluss- und Vergütungsregelungen:

Garantierter Netzanschluss und Einspeisevorrang: Im EEG ist der garantierte Netzanschluss und Einspeisevorrang geregelt. Betreiber von EEG-Anlagen haben einen zivilrechtlichen Anspruch auf Netzanschluss und müssen „unverzüglich“ angeschlossen werden. Gleichzeitig müssen die Anlagen im Marktstammdatenregister registriert werden.
Einspeisevergütung: Anlagen mit einer installierten Leistung von bis zu 100 kWp erhielten bisher eine fixe Einspeisevergütung über einen Zeitraum von 20 Jahren. Die Vergütung wird nach Anlagengröße (≤ 10 kWp ca. 7 bis 8 ct/kWh; 10 bis 40 kWp ca. 6 bis 7 ct/kWh) und Betriebsmodell (Überschuss- oder Volleinspeisung) differenziert und unterliegt einem halbjährlichen Degressionssatz von einem Prozent (BNetzA 2026a). Kleine Dachanlagen arbeiten innerhalb dieses Modells und nutzen überwiegend die Überschusseinspeisung.
Direktvermarktung (Marktprämienmodell): Ein alternatives Modell ist die geförderte Direktvermarktung. Dabei wird der eigene Strom über einen Direktvermarkter vermarktet. Zusätzlich zum Markterlös wird eine Marktprämie ausgezahlt. Diese setzt sich aus dem anzulegenden Wert minus des Börsenstrompreises zusammen.
Ausgeförderte Anlagen (Marktwertdurchleitung): Nach 20 Jahren endet die fixe Einspeisevergütung, allerdings können die Anlagen weiterhin eine reduzierte Vergütung für den ins Netz eingespeisten Strom erhalten. Diese setzt sich nach § 23b EEG 2023 aus dem Jahresmarktwert abzüglich des Vermarktungsaufwands der Übertragungsnetzbetreiber zusammen und betrug im Jahr 2025 3,793 ct/kWh (4,508 ct/kWh minus 0,715 ct/kWh). Die Abzüge reduzieren sich um die Hälfte, wenn die Anlagen mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet sind.

Die PV- und Windleistung übersteigt mittlerweile in Schwachlastzeiten die Last, im Jahr 2025 war dies in 205 Stunden der Fall. Als Resultat kam es in 163 dieser Stunden zu negativen Strompreisen. Kleine PV-Anlagen werden zwar zunehmend mit Batteriespeichern gebaut, diese werden allerdings nicht systemdienlich betrieben. Um den Solarstrom besser in das Stromsystem zu integrieren, wurden im Solarspitzengesetz 2025 folgende Maßnahmen ergriffen:

Wegfall der Einspeisevergütung bei negativen Strompreisen für eine verbesserte Systemintegration: In Phasen negativer Strompreise entfällt nun die Einspeisevergütung für neue Anlagen in der Erwartung, dass die Betreiber mittels Batteriespeicher oder Lastverschiebungen ihre Einspeisezeiten verschieben. Die entfallenen Stunden werden an das Ende des Förderzeitraums angehängt.
Ab 7 kWp gilt die Pflicht zur Installation eines intelligenten Messsystems (Smart Meter), um künftig durch Preissignale die Einspeisung steuern zu können. Um Einspeisespitzen in Niederspannungsnetzen zu reduzieren, gilt für Anlagen ohne intelligentes Messsystem und einer installierten Leistung kleiner 25 kWp eine technische Begrenzung ihrer Einspeisung auf 60 Prozent der installierten Leistung.

Steuerliche Erleichterungen, Förderprogramme und Solardachpflicht

Steuerliche Erleichterungen: Durch umfangreiche steuerliche Erleichterungen wurde die Installation von kleinen PV-Dachanlagen in den letzten Jahren gerade für private Betreiber vereinfacht. Die Umsatzsteuer von 19 Prozent bei der Anschaffung der Anlagen entfällt seit 2023, ebenfalls sind die Einnahmen aus der Einspeisung des Solarstroms steuerfrei.
Förderkredite: Die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) bietet Förderkredite für Strom und Wärme, die für den Bau von PV-Anlagen genutzt werden können. Allerdings muss zumindest ein Teil des erzeugten Stroms eingespeist werden (KfW 2026).
Förderprogramme: Auf Landkreis und Gemeindeebene gibt es diverse lokale Förderprogramme mit unterschiedlichen Schwerpunkten (Kombination mit Batteriespeicher/denkmalgeschützte Gebäude etc.). Die Förderhöhe variiert je nach Programm und kann von 50 Euro/kWp bis zu 300 Euro/kWp reichen (EWS und Fraunhofer ISE 2026).
Solardachpflicht: Einige Bundesländer (zum Beispiel Berlin, Baden-Württemberg, Hamburg) haben Solardachpflichten gesetzlich verankert (BSW Solar 2024). Bei Neubau oder Dachsanierung der Gebäude gilt die Pflicht, auch eine PV-Dachanlage zu installieren, allerdings unterscheiden sich die Vorgaben in den jeweiligen Ländern (UBA 2026). Eine Wirkung für Gesamtdeutschland dürfte allerdings die Gebäudeeffizienzrichtlinie (EPBD) der EU haben. Sie enthält für die Mitgliedstaaten die Verpflichtung, eine Solarenergiepflicht für Gebäude umzusetzen. Die Umsetzung erfolgt in Deutschland im Rahmen des Gebäudemodernisierungsgesetzes.

Die aktuellen Regelungen und Neuerungen adressieren sowohl die weitere Steigerung des PV-Zubaus als auch Verbesserungen zur Marktintegration kleiner PV-Dachanlagen. Zur vollständigen Marktintegration verbleiben jedoch noch Herausforderungen, die in Kapitel 1.4 analysiert werden.

1.2 Kostenentwicklungen und bisheriger Ausbau der kleinen PV-Dachanlagen

PV-Anlagen werden in Freiflächenanlagen, Aufdachanlagen und Steckersolargeräte unterschieden. Kleine PV-Dachanlagen stellen mit derzeit ca. 38 GWp einen relevanten Anteil (rund 32 Prozent) der installierten PV-Leistung in Deutschland dar.

Abbildung 1: Installierte PV-Leistung in Deutschland 2025 nach Anlagensegment

Zwischen 2016 und 2023 nahm der Zubau deutlich zu. Besonders im Jahr 2023 wurde mit knapp 8 GW ein außerordentlich starker Zubau verzeichnet. Gründe für diesen Anstieg dürften vor allem die Energiekrise mit zeitweise sehr hohen Haushaltsstrompreisen sowie die Einführung des Nullsteuersatzes für PV-Speichersysteme gewesen sein. In den Jahren 2024 und 2025 ging der Zubau zurück. Der Rückgang ist dabei vor dem Hintergrund des außergewöhnlich hohen Zubaus im Jahr 2023 zu sehen, der maßgeblich durch die Energiekrise und den neuen Nullsteuersatz getrieben war. Mit dem Abklingen dieser Sondereffekte – insbesondere den gesunkenen Haushaltsstrompreisen (minus 16 Prozent im Jahr 2025 gegenüber 2023) – hat sich der Zubau auf einem niedrigeren, aber weiterhin vergleichsweise hohen Niveau eingependelt. Zur Erreichung der im EEG definierten Ausbauziele von 215 GWp im Jahr 2030 ist eine Fortführung des aktuellen Zubaus in diesem Segment notwendig.

Während die Zuordnung zu Gebäude- und Freiflächenanlagen bei der Erfassung im Marktstammdatenregister eindeutig ist, sind weitere Untersegmente nicht einheitlich definiert und werden häufig anhand der Anlagenleistung abgegrenzt. Diese Studie befasst sich mit dem Segment der privaten „kleinen“ PV-Dachanlagen bis 25 kWp, da die Abschaffung der fixen Einspeisevergütung für diese Größenklasse diskutiert wird. Die Abgrenzung zu PV-Anlagen in anderen Besitzverhältnissen ist allein über die Anlagenleistung jedoch nicht trennscharf möglich. Daher ist zu bedenken, dass Regelungen, die sich auf PV-Dachanlagen bis 25 kWp beziehen, neben privaten PV-Dachanlagen stets auch andere Anlagentypen betreffen. Denn PV-Aufdachanlagen umfassen eine vielfältige Gruppe:

Private Aufdachanlagen auf selbst genutzten Gebäuden: PV-Anlagen, die auf Einfamilienhäusern, Doppelhaushälften oder Reihenhäusern installiert sind. Es handelt sich überwiegend um Anlagen, die einen Teil des Stroms selbst verbrauchen und Überschüsse als Teileinspeiser ins Netz einspeisen. Aufgrund der begrenzten Dachfläche liegt die Leistung dieser Anlagen meist unter 25 kWp; der Großteil weist eine Leistung von rund 10 kWp auf. Etwa 80 Prozent der neu installierten Anlagen werden mit einem Batteriespeicher kombiniert.
Gewerbe-PV-Anlagen: Anlagen auf Gewerbegebäuden weisen Leistungen von wenigen kWp bis zu mehreren MWp auf. Die Nutzung ist vielfältig: Je nach Anlagenleistung und Konstellation der Besitzverhältnisse des Gebäudes kommen Eigenverbrauch, EEG-Einspeisung, Direktvermarktung, Direktstromlieferung oder Kombinationen daraus infrage. Die Grenze von 25 kWp ist hier keineswegs trennscharf, da PV-Anlagen mit geringerer Anlagenleistung auch für kleine Gewerbebetriebe finanziell attraktiv sein können. Im Segment von 2 bis 25 kWp werden also sicher auch Gewerbeanlagen enthalten sein, jedoch eher wenige.
PV-Anlagen auf vermieteten Gebäuden: PV-Anlagen auf Mehrparteienhäusern können den Strom vollständig nach EEG einspeisen. Die Mietparteien können von der PV-Anlage nach dem Mieterstrommodell oder der Gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung (GGV) profitieren. Mieterstromanlagen und GGV-Anlagen sind in der Regel größer als 25 kWp; eine Untergrenze besteht allerdings auch hier nicht.
Steckersolargeräte (Balkonsolaranlagen) zählen nicht zu den Aufdachanlagen. Sie sind im EEG klar definiert als Anlagen bis 2 kWp Leistung (PV Magazine 2026). Da es mittlerweile mehr als eine Million Steckersolargeräte in Deutschland gibt, beträgt deren kumulierte Leistung insgesamt mehr als ein GWp.

Abbildung 2: Zubau von PV-Aufdachanlagen bis 25 kWp seit 2016

Mit Blick auf die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen sind die Anlagenpreise eine der wichtigsten Komponenten, da die Betriebskosten während der Lebensdauer nicht ins Gewicht schlagen. Die Preise für die Installation und Beschaffung von PV-Systemen waren in den letzten Jahren aufgrund von unterschiedlichen Markteffekten leicht fluktuierend. Beispielsweise hat die starke Nachfrage in den Jahren 2022 und 2023 zu einem Anstieg der Anlagenkosten geführt, wohingegen in den letzten Jahren wieder recht konstante bis leicht fallende Preise zu verzeichnen waren. Modulkosten machen heute nur noch knapp ein Drittel der gesamten PV-Systemkosten aus. Das bedeutet, dass vor allem Installations- und Handwerkerkosten stärker ins Gewicht fallen (Fraunhofer ISE 2025a).

Abbildung 3: PV-Systemkosten und Haushaltsstrompreise der letzten Jahre im Vergleich (inklusive Inflation)

Um die Kosten der PV bewerten zu können, ist es wichtig, einen Blick auch auf die EEG-Kostenentwicklung der letzten Jahre zu werfen. Die Höhe der Einspeisevergütung für Teileinspeisung bei kleinen PV-Dachanlagen liegt aktuell bei 7,78 ct/kWh (BNetzA 2026a). Der Einspeisetarif ist dabei nur zum Teil gefördert: Die Strommengen werden an der Börse vermarktet, die Differenz zum Einspeisetarif wird zugeschossen. Die Kosten für die Förderung von privaten PV-Dachanlagen haben sich in den letzten 15 Jahren sehr stark verringert – bei Neuanlagen liegt die Differenz pro erzeugte Kilowattstunde bei unter 2,7 ct/kWh (BSW Solar 2026). Die Kosten für die Einspeisevergütung von PV-Anlagen werden seit dem Jahr 2021 aus dem Bundeshaushalt gezahlt. Im Jahr 2025 waren dies knapp zehn Milliarden Euro.

1.2.1 Mögliche Kostenentwicklungen im EEG-Konto

Ein Großteil dieser Anlagen fallen ab 2029/2030 vermehrt aus der Förderung. Die erforderlichen Förderungen aus dem EEG-Konto unterscheiden sich hingegen nur in geringem Umfang, wenn man zwei Szenarien vergleicht, in denen die fixe Einspeisevergütung für PV-Anlagen Ende 2026 oder vier Jahre später, Ende 2030, abgeschafft wird: Über alle Solaranlagensegmente hinweg reduzieren sich bis zum Jahr 2035 im Szenario „Beendigung der fixen Einspeisevergütung ab 2027“ die EEG-Kosten auf insgesamt 1,44 Milliarden Euro, im Szenario „Beendigung der fixen Einspeisevergütung ab 2031“ betragen sie 2035 noch 1,57 Milliarden Euro. So würde eine Abschaffung der Dach-PV-Einspeisevergütung im Jahr 2027 anstatt vier Jahre später, zu einer jährlichen Kostenersparnis von rund 130 Millionen Euro im Jahr 2035 führen. Im Jahr 2030 liegt die Kostendifferenz zwischen beiden Szenarien bei rund 160 Millionen Euro, mit 7,18 Milliarden Euro versus 7,35 Milliarden Euro (siehe Abbildung 4).

Abbildung 4: Kosten auf Grundlage der im EEG festgelegten Einspeisevergütung für Solaranlagen

In beiden Szenarien wird angenommen, dass die im EEG formulierten Zubauziele erreicht werden. Im Szenario mit einer Verlängerung der fixen Förderung um vier Jahre wird in den nächsten Jahren etwas stärker im Dachsegment zugebaut, sodass im Jahr 2035 die installierte Leistung etwa hälftig verteilt ist, mit rund 155 GW jeweils auf Dächern und in der Freifläche. Die dennoch leicht höheren Kosten kommen durch die höhere Festvergütung für die Dachanlagen zustande, auch wenn durch Eigenverbrauch die vergüteten Strommengen sinken. Für den Übergang ist nur noch eine reduzierte Vergütung für die Teileinspeisung angenommen. Sie startet bei 7,15 ct/kWh und sinkt schrittweise auf 6,73 Cent ct/kWh. Im Szenario „Beendigung der fixen Einspeisevergütung ab 2027“ kommt es zu einer Verschiebung von Dach-PV zu Freiflächen-PV mit der Folge, dass im Jahr 2035 rund 137 GW auf Dächern und 172 GW in der Freifläche installiert sind.

1.3 Im Spannungsfeld von Eigenverbrauchsprivileg, Netzentgeltsystematik und Verteilungsfragen

Ein Zusammenspiel verschiedener Faktoren beeinflusst die Entscheidung für eine PV-Dachdachanlage. Die Einsparung von Stromkosten, der Beitrag zum Klimaschutz und die Unabhängigkeit von Energieversorgern und Strompreisentwicklung (siehe Kapitel 2 und 3) sind oft genannte Faktoren. Für die finale Investitionsentscheidung müssen allerdings die Rahmenbedingungen wie Wirtschaftlichkeit und Investitionssicherheit stimmen, die durch die Verpflichtung der Netzbetreiber zum Anschluss der PV-Anlage ans Netz, die Abnahmegarantie für den erzeugten Solarstrom und die Einspeisevergütung, die im EEG festgelegt sind, planbar und einfach sichergestellt sind.

Daneben hat das sogenannte „Eigenverbrauchsprivileg“ stark zur Attraktivität beigetragen. Für den unmittelbar im Gebäude verbrauchten Strom der eigenen PV-Anlage werden keine Abgaben, Umlagen oder Netzentgelte fällig. Somit ist es wirtschaftlich von Vorteil, den selbst erzeugten Solarstrom zu nutzen, dessen Wert in der Regel höher ist als die Einspeisevergütung, die für den eingespeisten Strom gezahlt wird. Für den ins öffentliche Netz eingespeisten Solarstrom fallen bisher grundsätzlich keine Netzentgelte an. Ein Entgelt für die Stromnetze wird von Haushalten mit PV-Anlagen (Prosumern) in Deutschland nur auf den Strom gezahlt, den sie aus dem öffentlichen Netz beziehen.

Je nach Stromverbrauch und Elektrifizierungsgrad (beispielsweise Nutzung von Wärmepumpe und Elektroauto) eines Haushalts bezieht ein Haushalt mit PV-Batteriesystem typischerweise noch rund 40 bis 70 Prozent (siehe Kapitel 4) seines Jahresstromverbrauchs aus dem öffentlichen Stromnetz. Allerdings hat der Haushalt jederzeit die Möglichkeit, die volle Leistung aus dem öffentlichen Stromnetz zu beziehen, er profitiert also von einer Standby-Funktion der Infrastruktur. Dies hat eine Debatte um Entsolidarisierung und Fairness entfacht, da die Netzentgelte in Deutschland vor allem auf die bezogene Strommenge umgelegt werden.

Auch andere Länder in Europa haben sich mit diesen Herausforderungen auseinandergesetzt und unterschiedliche Maßnahmen ergriffen. Der Blick nach Europa zeigt, dass es bisher keinen einheitlichen Standard für Prosumer-Tarife gibt, sondern eine Bandbreite von normalen Haushaltstarifen bis hin zu spezifischen Entgelten für Eigenverbrauch oder Einspeisung. So gilt in Deutschland für Prosumer der normale Haushaltstarif, während Spanien verstärkt auf eine leistungsorientierte Komponente setzt. Dort müssen Prosumer oft höhere Kapazitäten vorhalten als reine Verbraucher, somit erhöht sich ihr Anteil an den fixen Netzkosten. In Dänemark gibt es einen speziellen Tarif für Eigenverbrauch, bei dem die Netzentgelte für Prosumer im Vergleich zu normalen Haushalten deutlich höher liegen, um die Standby-Funktion des Netzes besser abzubilden (BET 2025).

Aktuell diskutiert die Bundesnetzagentur daher im Verfahren zur Festlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) verschiedene Optionen für eine Reform, um auch Prosumer fairer an den Netzkosten zu beteiligen (siehe Kapitel 2).

1.4 Aktuelle Herausforderungen für die Marktintegration

In den letzten Jahren ist die Häufigkeit von negativen Strompreisen an der Strombörse deutlich gestiegen. Im Jahr 2025 war dies in 574 Stunden der Fall, dabei betrug der durchschnittliche negative Day-Ahead-Börsenstrompreis 10,92 €/kWh und bei über 500 Stunden handelte es sich um längere Perioden (≥ 4 Stunden) mit negativen Day-Ahead- Börsenstrompreisen (Fraunhofer ISE 2026b). Dazu tragen insbesondere PV-Anlagen bei, die zur Mittagszeit verstärkt Strom ins Netz einspeisen. Da die Zahl kleiner PV-Dachanlagen stetig wächst, stellt sich zunehmend die Frage, wie die Stromeinspeisung dieser Anlagen stärker marktgetrieben erfolgen kann. Zwar werden viele Anlagen auf eine hohe Eigenverbrauchsquote optimiert, was in der Regel ein gewisses marktdienliches Verhalten mit sich bringt, jedoch gibt es bisher wenig Anreize, den Überschussstrom zeitlich zu verschieben. Das bedeutet, dass viele kleine PV-Batteriesysteme bisher nur begrenzt auf Preissignale des Großhandelsmarktes reagieren und teilweise auch zu Zeiten niedriger Strompreise einspeisen, wodurch sie das Überangebot in den Mittagsstunden zusätzlich verstärken. Um dieses Problem zu adressieren und eine bessere Marktintegration zu erreichen und gleichzeitig die Förderkosten für den Zubau Erneuerbarer Energien zu senken, sieht der Entwurf der EEG-Novelle 2027 vor, dass die fixe Einspeisevergütung für kleine PV-Dachanlagen beendet wird.

Damit bleibt Anlagenbetreibern derzeit nur die ungeförderte Direktvermarktung, um Erlöse für überschüssigen PV-Strom zu erzielen. Diese ist jedoch aktuell noch mit hohen Hindernissen verbunden:

Eine Herausforderung stellt der schleppende Smart-Meter-Rollout in Deutschland dar. Smart Meter ermöglichen eine viertelstündliche Messung von Stromverbrauch und -erzeugung und sind damit Voraussetzung für die Abrechnung auf Basis dynamischer Marktpreise. Während bereits rund die Hälfte der EU-Mitgliedstaaten mehr als 80 Prozent der Verbraucher mit Smart Metern ausgestattet haben, zählt Deutschland mit einer Durchdringungsrate von lediglich 5,5 Prozent zu den Schlusslichtern bei der Umsetzung (BNetzA 2025c, FfE 2023).
Derzeit bieten nur wenige Anbieter in Deutschland Direktvermarktung für PV-Anlagen unter 100 kWp an. Der Hauptgrund liegt darin, dass der Prozess der Direktvermarktung bislang kaum standardisiert ist und daher insbesondere bei kleinen Anlagen hohe Transaktionskosten sehr geringen Erlösen gegenüberstehen. Hinzu kommt, dass die fixe Einspeisevergütung eine gesicherte Vergütung der Reststrommengen, die nicht selbst verbraucht werden, über 20 Jahre bietet, mit der sich die Wirtschaftlichkeit der Anlage verlässlich kalkulieren lässt, während die Direktvermarktung eine erhebliche Erlösunsicherheit mit sich bringt. Anlagenbetreiber könnten sich daher veranlasst sehen, ihre PV-Anlage kleiner zu dimensionieren und Überschüsse abzuregeln, anstatt eine umständliche und wenig wirtschaftliche Vermarktung in Kauf zu nehmen – oder gar nicht erst zu investieren.

Der Wunsch nach einer stärkeren Marktintegration kleiner PV-Anlagen ist somit mit der Herausforderung verbunden, Anreize für marktdienliches Verhalten zu schaffen, ohne Investitionen in kleine PV-Anlagen gänzlich unwirtschaftlich werden zu lassen. Hier ist Fingerspitzengefühl gefragt: Es gilt, gezielte Anreize zu setzen, die eine mit dem bisherigen Modell vergleichbare Wirtschaftlichkeit ermöglichen. Nur so können die Zubauziele aufrechterhalten und privates Kapital weiterhin für die Energiewende mobilisiert werden.

Weiterlesen

2. Auswirkungen von PV-Dachanlagen auf das Netz