Auf einen Blick
Photovoltaik Dachanlage: Wer bei größeren Anlagen in die Direktvermarktung rutscht, braucht oft zusätzliche Verträge, Mess- und Kommunikationslösungen – und zahlt laufende Gebühren. Studien (u.a. Fraunhofer ISE/DLR-Literatur) zeigen: Diese Transaktionskosten treffen kleine Betreiber überproportional und können die Amortisation verschieben.
Das Wichtigste
- Ab 100 kW gilt für PV in Deutschland die Pflicht zur Direktvermarktung (EEG-Regime; die Schwelle wurde in den 2010ern schrittweise abgesenkt).
- Direktvermarktung heißt: Du verkaufst deinen Strom nicht mehr „einfach so“ über eine feste Vergütung, sondern über einen Direktvermarkter in den Markt – inklusive Vorgaben für Daten, Abrechnung und oft Fernsteuerbarkeit.
- Modell- und Politik-Analysen (DLR/AMIRIS, zusammengefasst in Fachliteratur) beziffern Transaktionskosten der Direktvermarktung im Bereich von ca. 1–3,5 €/MWh – in der Praxis können zusätzlich Fixgebühren und Mess-/Kommunikationskosten entscheidend werden.
Einleitung
Wenn du 2026 eine Photovoltaik Dachanlage planst, ist die größte Geldfalle oft nicht das Modul, nicht der Speicher – sondern der Papierkram, der ab einer bestimmten Größenordnung plötzlich mitkauft. Direktvermarktung klingt nach „mehr Erlös“, kann aber in der Realität bedeuten: zusätzlicher Dienstleister, extra Messkonzept, laufende Gebühren, neue technische Anforderungen. Und genau das ist der Mechanismus, der laut Fraunhofer-naher Fachliteratur (u.a. ISE/DLR-Kontext) dazu führen kann, dass Menschen bewusst kleiner planen, um im einfachen Vergütungs-Setup zu bleiben.
Was neu ist
Der „Trend“ ist weniger ein einzelnes neues Gesetz als eine spürbare Planungskante: In Deutschland greift die Pflicht zur Direktvermarktung für Photovoltaik-Anlagen ab 100 kW (EEG-System; die Schwelle wurde historisch abgesenkt). Damit ändert sich für Betreiber der Charakter der Anlage: Statt einer vergleichsweise einfachen Vergütung wird der Strom über einen Direktvermarkter am Markt verkauft und abgerechnet. Dafür braucht es in der Praxis Mess- und Kommunikationsdaten sowie häufig Fernwirktechnik (z.B. zur Leistungsbegrenzung). Technische Schnittstellen und typische Anforderungen (Telemetrie, Setpoints, Protokolle, Log-Funktionen) dokumentieren Hersteller wie SMA in ihren Direktvermarktungs-Interfaces. Parallel zeigen Analysen aus dem Fraunhofer-/DLR-Umfeld zur Marktprämie: Direktvermarktung verursacht Transaktionskosten und profitiert stark von Skaleneffekten – je kleiner der einzelne Betreiber, desto eher fressen Fixkosten den Zusatznutzen.
Was das für dich bedeutet
1) Direktvermarktung – einfach erklärt.
Bei der Direktvermarktung verkauft nicht mehr „automatisch“ ein Netzbetreiber deinen Strom zu einer festen Logik, sondern ein Direktvermarkter bündelt und verkauft ihn (typischerweise über Börsen-/Marktprozesse) und rechnet mit dir ab. Das kann sinnvoll sein – aber du holst dir damit Vertrags- und Betriebskomplexität ins Haus.
2) Ab welchen Größen wird das in Deutschland praktisch relevant?
Die klare, belegte Schwelle ist 100 kW: Ab da wird Direktvermarktung verpflichtend. Das macht die 100-kW-Marke zur echten Planungsentscheidung für kleine Betriebe (Gewerbedach, Hof, kleinere Halle). Darunter kann Direktvermarktung trotzdem vorkommen (z.B. bei bestimmten Vermarktungsmodellen oder individuellen Angeboten) – dann aber als freiwilliges Zusatz-Setup, das du aktiv wählst und verhandeln musst.
3) Welche neuen Kostenpositionen können entstehen?
• Dienstleister/Vertrag: Direktvermarkter-Vertrag mit Gebührenmodell (häufig Mischung aus Fix- und Mengenkomponente; Konditionen unterscheiden sich stark).
• Messkonzept & Messstellenbetrieb: Zusätzliche Messpunkte bzw. andere Abrechnungslogik; oft muss der Messstellenbetrieb in das Gesamtkonzept passen (wer betreibt den Zähler, welche Daten liegen wann vor?).
• Kommunikation/Fernwirktechnik: Datenanbindung, ggf. VPN/Router, Steuerbox/Controller, Inverter-Integration; Hersteller-Spezifikationen zeigen, dass Telemetrie und Setpoints technisch vorgesehen sind (aber nicht gratis).
• Laufender Betrieb: Monitoring, Datenqualität, Störungsbehebung, ggf. Zusatzkosten, wenn Daten fehlen oder Prozesse nicht sauber laufen.
• „Unsichtbare“ Risiken: Erlöse hängen stärker an Marktpreisen; je nach Vertrag trägst du mehr Risiko für Prognose-/Abrechnungslogik und Prozessfehler.
4) Was passiert mit Amortisation und Planung (kWp, Speicher, Eigenverbrauch)?
Wenn Fixkosten durch Direktvermarktung dazukommen, steigen die „jährlichen Basiskosten“ deiner Anlage. Je kleiner die vermarktete Strommenge pro Jahr, desto stärker wirken Fixkosten pro kWh – das ist der Kern, warum kleine Betreiber die Direktvermarktung oft als ROI-Bremse erleben. Aus der Fachliteratur zur Marktprämie (DLR/AMIRIS-Kontext) ist zudem belegt, dass Direktvermarktung Skaleneffekte hat: Große Portfolios drücken die relativen Kosten, kleine Einzelanlagen nicht. Für deine Planung heißt das häufig:
• kWp-Entscheidung: Überlege, ob du knapp unter/über der 100-kW-Linie landest – und rechne beide Varianten mit echten Vertragsangeboten durch.
• Speicher & Eigenverbrauch: Mehr Eigenverbrauch kann die Menge reduzieren, die überhaupt „extern“ vermarktet wird – das kann sich lohnen, muss aber mit dem Vermarktungsvertrag kompatibel sein (Abrechnung, Messkonzept, Datenzugang).
• Planung als System: Nicht nur CAPEX (Module/Wechselrichter) betrachten, sondern OPEX + Vertragskosten über 10–20 Jahre.
5) Checkliste: 5 Fragen an Installateur/Anbieter (vor Unterschrift).
1) Welche laufenden Gebühren fallen durch Direktvermarkter/Service an (Fix + variabel) – und wie verändern sie sich bei geringer Produktion?
2) Wer liefert welche Daten (Zähler/Wechselrichter/Portal) und bekomme ich vollen Datenzugang (API/Export) ohne Aufpreis?
3) Kündigungsfristen & Vertragsbindung: Wie schnell komme ich aus der Vermarktung raus, wenn es sich nicht lohnt oder ich umbauen will?
4) Messstellenbetrieb & Messkonzept: Wer ist Messstellenbetreiber, welche zusätzlichen Messpunkte sind nötig, und was kostet Betrieb/Umrüstung realistisch?
5) Regeländerungs-Risiko: Was passiert bei Änderungen von Marktregeln/Abrechnungsvorgaben? Wer trägt die Mehrkosten (du, Installateur, Direktvermarkter)?
Wie es weitergeht
Für Hausbesitzer mit kleinen Dachanlagen bleibt die Kernaufgabe meist: Eigenverbrauch optimieren, sauber messen, solide Komponenten wählen – ohne sich unnötige Vertragskomplexität einzuhandeln. Für kleine Betriebe rund um die 100-kW-Schwelle wird die Planung in den nächsten Monaten vor allem eine Frage der Angebote: Direktvermarkter-Konditionen, Messkonzept-Kosten und technische Fernwirk-Lösungen unterscheiden sich stark. Mein Rat: Lass dir vor der finalen kWp-Entscheidung mindestens zwei Vermarktungsangebote und ein Messkonzept schriftlich geben und rechne mit konservativen Annahmen (Marktpreis, OPEX, Ausfallzeiten).
Fazit
Direktvermarktung ist kein böser Trick – sie ist Marktintegration. Aber sie bringt für Betreiber zusätzliche Verträge, Mess- und IT-Anforderungen und laufende Kosten. Genau diese Fixkosten erklären, warum manche Projekte kleiner geplant werden, wenn sie sonst knapp in die Direktvermarktungs-Logik rutschen würden. Wer eine Photovoltaik-Dachanlage plant, sollte deshalb nicht nur „kWp und Speicher“ optimieren, sondern die Gesamtkosten inklusive Vermarktungs- und Messkonzept in die Amortisationsrechnung aufnehmen.
