Kleine PV-Anlagen bis 30 Kilowatt peak (kWp) stellen mit über einem Drittel der bundesweit installierten PV-Leistung ein zentrales Element der deutschen Energiewende dar. Doch dieser Wachstumsmotor droht abgewürgt zu werden. Der «10-Punkte-Plan» des Bundeswirtschaftsministeriums sieht vor, die feste Einspeisevergütung für Neuanlagen abzuschaffen und durch eine verpflichtende Direktvermarktung zu ersetzen. Was das konkret bedeutet, haben wir vom Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE untersuchen lassen. Das Ergebnis der Studie ist eindeutig: Der Systemwechsel kommt zu früh, ist zu teuer und technisch derzeit nicht umsetzbar.
Das Fundament der Bürgerenergie bröckelt
Die Analyse der Bestandsdaten zeigt, dass von den insgesamt 112 Gigawatt installierter PV-Leistung in Deutschland der größte Anteil auf kleine PV-Anlagen bis 30 kWp entfällt. Mit 37 Prozent bildet dieses Segment den größten Block am Gesamtbestand – noch vor den großen Freiflächenanlagen und sonstigen Gebäudeanlagen.
Wie unverzichtbar der Solarstrom von Hausdächern für das Gelingen der Energiewende ist, belegen die aktuellen Installationszahlen: Mit einem jährlichen Neuzubau von bis zu acht Gigawatt peak (GWp) in der Spitze (2023) ist dieses Segment ein wichtiger Faktor für die Energiewende. Sollte die Bundesregierung ihre Pläne wahr machen, die EEG-Vergütung zu streichen und durch eine Direktvermarktungspflicht zu ersetzen, hätte dies fatale Folgen. Die Investitionsbereitschaft bei privaten Anlagen ginge spürbar zurück und PV-Anlagen würden deutlich kleiner ausfallen. Denn ohne verlässliche Rahmenbedingungen fehlt den Investor:innen die nötige Planungssicherheit, was den weiteren PV-Ausbau massiv ausbremsen würde.
Die Kostenfalle im Detail
Die Studie des Fraunhofer ISE liefert erstmals konkrete Zahlen dazu, warum die Direktvermarktung für Neuanlagen unwirtschaftlich ist. Das Ergebnis: Ein Wechsel von der EEG-Vergütung in die Direktvermarktung verlängert die Amortisationszeit um zwei bis drei Jahre. Der Grund hierfür liegt in den unverhältnismäßig hohen Fixkosten für den Wechsel in die Direktvermarktung. Die Vermarktung kleiner Mengen ist bürokratisch aufwendig. Die Studie kalkuliert hierfür mit einer einmaligen Einrichtungspauschale (ca. 200 Euro) und laufenden Dienstleistungsentgelten, die über 20 Jahre einen massiven Kostenblock bilden.
Hinzu kommt das Risiko der Ausgleichsenergie: Weicht die tatsächliche Einspeisung von der Prognose ab, etwa durch Wetteränderungen, fallen Kosten an, die die Erlöse weiter schmälern. Wie stark diese Kosten ins Gewicht fallen, zeigt der Vergleich über die Laufzeit deutlich. Ein erheblicher Teil der Einnahmen fließt nicht an die Anlagenbetreiber:innen, sondern direkt in die Dienstleistungskosten.
Um diese Mehrkosten zu decken, müssten die Erlöse an der Strombörse dauerhaft deutlich höher liegen – laut Studie um 2 bis 3 Cent pro Kilowattstunde über der heutigen EEG-Vergütung. Ein Szenario, das angesichts volatiler Marktwerte eine reine Spekulation ist.
Urteil der Marktakteur:innen: «Unwirtschaftlich»
Besonders aufschlussreich sind die in der Studie geführten Expert:innen-Interviews mit Direktvermarkter:innen. Ihr Urteil ist vernichtend: Eine klassische Direktvermarktung kleiner Anlagen wird von allen befragten Akteur:innen als derzeit unwirtschaftlich beurteilt. Selbst Anlagen ab 100 kWp sind heute kaum wirtschaftlich direkt zu vermarkten. Kommt bei kleinen Anlagen noch ein volatiler Eigenverbrauch hinzu, wird die Prognose fast unmöglich.
Sollte die verpflichtende Direktvermarktung heute eingeführt werden, gibt es laut Studie nur einen Lösungsvorschlag: den Eigenverbrauch massiv steigern – um etwa 15 Prozent im Vergleich zum Status quo. Da der Strombedarf eines Haushalts jedoch begrenzt ist, führt dieser ökonomische Druck zu einer fatalen Anpassung bei der Planung. Anlagen würden künftig vermutlich entweder kleiner dimensioniert oder gar nicht gebaut werden. Statt das Solarpotenzial des Daches voll auszuschöpfen, würden die Anlagen lediglich auf den reinen Eigenbedarf ausgelegt. Das Potenzial für die Allgemeinheit bliebe ungenutzt.
Realitätscheck: Es fehlt an digitalen Grundlagen
Wir warnen eindringlich davor, den zweiten Schritt vor dem ersten zu machen. Eine Abschaffung der EEG-Vergütung setzt funktionierende Marktmechanismen voraus – doch die Studie zeigt, dass diese in der Praxis noch gar nicht existieren.
«Momentan gibt es weder eine flächendeckende Ausstattung mit Smart Metern, um die Einspeisung des Solarstroms in die Netze zeitgenau überhaupt zu erfassen, noch haben wir diesbezüglich eine durchgehend standardisierte Marktkommunikation in Deutschland.»
Das Hauptproblem ist die fehlende Digitalisierung: Aktuell müssen Anmeldeprozesse oft manuell bearbeitet werden, da die IT-Systeme der über 800 Verteilnetzbetreiber:innen, die für Marktkommunikationsprozesse zuständig sind, nicht einheitlich sind. Hinzu kommt die geforderte «Fernsteuerbarkeit» von Anlagen, die für Privathaushalte technisch überdimensioniert ist. Solange diese Hürden bestehen und der Smart-Meter-Rollout stockt, gleicht ein Zwang zur Direktvermarktung einem Investitionsrückgang. Gerade in der angespannten wirtschaftlichen Lage kann sich die deutsche Volkswirtschaft ein solches Vorgehen nicht leisten.
Konstruktive Lösungsansätze
Die Studie belässt es nicht bei Kritik, sondern skizziert basierend auf den Expert:innen-Interviews konkrete Wege, um kleine PV-Anlagen künftig sinnvoll zu integrieren:
- Vereinfachte Steuerung: Statt einer komplexen, stufenlosen Regelbarkeit würde bei Kleinanlagen oft eine simple und kosteneffiziente Wirkleistungsbegrenzung ausreichen.
- Technische Hürden überwinden: Der Smart-Meter-Rollout muss dringend beschleunigt werden. Die teure Pflicht zur Fernsteuerbarkeit über Smart-Meter-Gateways sollte erst ab höheren Leistungsgrenzen greifen, um kleine PV-Anlagen nicht mit unverhältnismäßigen Kosten zu belasten.
- Zentrale Bündelung: Statt jeden einzelnen Haushalt an die Börse zu zwingen, könnten Netzbetreiber:innen den Strom kleiner Anlagen bündeln und zentral vermarkten (Standard-Direktvermarktung).
- Virtuelle Bilanzierung: Als Alternative zur Abwicklung über Netzbetreiber:innen könnten externe Dienstleister:innen die komplexe Datenverarbeitung übernehmen. Ein solches «virtuelles Netz» entkoppelt die Mengen-Zuordnung vom physischen Netzbetrieb und senkt so die bürokratischen Hürden für den Marktzugang drastisch.
Unser Fazit
Wir brauchen systemdienliche Anlagen, aber der Weg dorthin führt über vereinfachte Rahmenbedingungen und funktionierende Technik, nicht über Zwänge. Die Einspeisevergütung muss als Sicherheitsnetz bestehen bleiben, solange die Digitalisierung der Netzinfrastruktur nicht abgeschlossen ist und die rechtlichen Rahmenbedingungen keine massentaugliche Direktvermarktung kleiner PV-Anlagen ermöglichen. Perspektivisch skizziert die Studie sinnvolle Lösungsvorschläge wie eine flexible Einspeisevergütung, die Weiterentwicklung der Herkunftsnachweise oder eine Kombination aus Festpreis und dynamischem Bezugstarif. Doch dafür muss die Technik erst in den Kellern hängen, bevor man den Investor:innen den Boden unter den Füßen wegzieht. Private Investitionen sind der Motor des PV-Ausbaus und unverzichtbar für den Klimaschutz. Mehr noch: Sie schaffen Akzeptanz und Teilhabe und machen die Energiewende zu einem demokratischen Gemeinschaftsprojekt.
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