PV-Anlage im Gewerbe planen: Diese fünf Fehler kosten die Rendite

Eine Photovoltaik-Anlage aufs Dach, Strom selbst erzeugen, Kosten senken – die Wirtschaftlichkeit bei diesem Vorhaben scheint in der Theorie auf der Hand zu liegen. In der Praxis performt die Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage aber oft nicht so, wie sie davor auf dem Papier errechnet wurde. Wir zeigen, wo die häufigsten Lücken in der PV-Planung für Gewerbebetriebe liegen – von der Kombination mit einem dynamischen Stromtarif über regulatorische Schwellenwerte bis zur Frage, wann ein Batteriespeicher wirtschaftlich sinnvoll ist.

Fehler 1: PV in Kombination mit dynamischer Beschaffung

Ein dynamischer Stromtarif ist für viele Gewerbebetriebe eine attraktive Beschaffungsstrategie. Statt eines festen Preises pro Kilowattstunde über das gesamte Jahr, variiert der Preis alle 15 Minuten. Er wird abgeleitet aus dem Day-Ahead-Markt der Strombörse EPEX SPOT. Das scheint zunächst unsicher und volatil, allerdings beschaffen auch Stromversorger für ihre Kunden zum Teil an der Börse. Die Versorger tragen also das Risiko von Preisschwankungen – und lassen sich das auch bezahlen. Entsprechend sind Festpreistarife in der Regel teurer als dynamische.

Die Schwankungen an der Börse folgen jedoch recht klaren Mustern. In den Morgen- und Abendstunden, wenn noch nicht viel Solarstrom im Netz ist und die Produktion der Betriebe läuft, ist der Preis meist hoch. In den Mittagsstunden sorgt die deutschlandweite PV-Produktion für niedrige oder sogar negative Preise.

Doch auch die eigene Photovoltaik-Anlage produziert am meisten in den Mittagsstunden. Wer dynamisch einkauft, kauft also in den Stunden, in denen die eigene Solaranlage auf Hochtouren läuft, ohnehin günstig. Die PV-Anlage verdrängt damit Strom, der an der Börse 5 oder 8 Cent gekostet hätte – nicht die 20 Cent, die als Jahresdurchschnitt in der Wirtschaftlichkeitsrechnung stehen.

Ein Rechenbeispiel: Angenommen, der durchschnittliche Börsenstrompreis liegt bei 11 Cent/kWh. In den typischen PV-Produktionsstunden (10–16 Uhr) liegt der Stundenpreis im Jahresschnitt aber strukturell darunter – etwa bei 3 bis 5 Cent. Der reale Vorteil durch Eigenverbrauch beläuft sich in diesen Stunden also auf 3-5 Cent, nicht auf 11 Cent. Eine Anlage, die auf dem Durchschnittswert kalkuliert wurde, erzielt in der Praxis weniger Rendite als erwartet – nicht weil der dynamische Tarif schlecht ist, sondern weil die Wechselwirkung von Einkauf und Solaranlage nicht berücksichtigt wurde.

Fehler 2: Netzentgelte als Fixgröße behandeln

Netzentgelte machen je nach Netzbetreiber und Lastprofil 20 bis 40 Prozent der Stromrechnung aus. Was viele nicht wissen: Ihre Höhe ist keine feste Größe, auch nicht innerhalb eines laufenden Jahres.

Für gewerbliche Abnehmer setzt sich die Netzentgeltstruktur aus einem Leistungspreis (€/kW, bezogen auf die gemessene Jahreshöchstlast) und einem Arbeitspreis (Cent/kWh) zusammen. Das Verhältnis zwischen beiden Komponenten hängt von der Benutzungsdauer ab – also davon, wie viele Stunden ein Betrieb seine maximale Leistung im Jahresdurchschnitt abruft. Wer viel und gleichmäßig Strom abnimmt, kommt auf hohe Benutzungsstunden; bei ihm ist der Arbeitspreis (Cent/kWh) tendenziell niedriger, der Leistungspreis höher.

Eine PV-Anlage reduziert den Netzbezug und kann so die Benutzungsstunden unter die Schwelle von 2.500 Stunden pro Jahr drücken. Das verschiebt das Gefüge: Der Arbeitspreis steigt, der Leistungspreis sinkt.

Vor der Dimensionierung lohnt sich deshalb eine genaue Analyse des Lastgangs – und die Frage, ob und ab welcher Anlagenleistung die Benutzungsstundengrenze unterschritten wird. Ist diese Schwelle ermittelt, kann man die Kosten inklusive der Netzentgelte ganzheitlich betrachten.

Fehler 3: Erlöse aus Einspeisung und Marktprämie als gesichert einkalkulieren

Wer eine PV-Anlage mit nennenswerter Einspeisung plant, sollte die Erlösseite differenziert betrachten. Kleinere Anlagen erhalten eine Einspeisevergütung, größere Anlagen ab 100 kWp nehmen an der Direktvermarktung teil und erhalten dort eine Marktprämie. Beide Mechanismen sind seit 2025 mit einer wichtigen Einschränkung verbunden.

Gemäß § 51 EEG 2023 – verschärft durch das Solarspitzengesetz vom Februar 2025 – wird der anzulegende Wert für EEG-geförderte Anlagen, die nach dem Stichtag in Betrieb gegangen sind, bereits ab der ersten negativen Stunde auf null gesetzt. Konkret: Weder Einspeisevergütung noch Marktprämie fließt in Stunden, in denen der Spotmarktpreis negativ ist.

Negative Strompreise sind dabei kein Randphänomen mehr. 2024 gab es an der EPEX SPOT rund 459 Stunden mit negativen Preisen – 2025 stieg dieser Wert auf knapp 575 Stunden, einen neuen Rekord. Die Negativstunden konzentrieren sich strukturell auf die Mittagsstunden sonniger Sommertage – also die stärksten PV-Produktionsstunden. Einspeiseerlöse in der Wirtschaftlichkeitsrechnung als gesichert zu behandeln, vernachlässigt dieses Risiko systematisch.

Fehler 4: Schwellenwerte nicht auf dem Radar haben

Im PV-Bereich gibt es gesetzliche Schwellen, die unterschiedliche Pflichten auslösen. Wer sie nicht kennt, kann unvorbereitet in Anforderungen hineinrutschen, die laufende Kosten verursachen oder die geplante Wirtschaftlichkeit verschieben.

Die zwei wichtigsten im gewerblichen Kontext:

• Ab 100 kWp Leistung gilt die Pflicht zur Direktvermarktung gemäß § 21b EEG. Statt der festen Einspeisevergütung muss der Strom am Markt platziert werden – entweder in Eigenregie oder über einen Direktvermarkter, der eine monatliche Gebühr erhebt.
• Ab 500 kWp greift die Pflicht zur Zertifizierung nach VDE-AR-N 4110 bzw. VDE-AR-N 4120. Das bedeutet technische Anforderungen, Prüfverfahren und höheren Planungsaufwand noch vor Inbetriebnahme.

Das Tückische: Diese Schwellen tauchen in vielen Angebotsprozessen nicht aktiv auf. Ein Betrieb, der 105 kWp plant, ohne die Direktvermarktungspflicht zu kennen, steht nach der Installation vor einer unerwarteten Kostenstelle. Wer nah an einer Schwelle plant, sollte entweder darunter bleiben – oder die Schwelle bewusst und deutlich überschreiten.

Fehler 5: Den Batteriespeicher als Eigenverbrauchs-Booster planen

Gewerbespeicher werden oft als natürliche Ergänzung zur PV-Anlage dargestellt: tagsüber überschüssigen Strom einlagern, abends entladen, Eigenverbrauch maximieren. Die Idee ist nachvollziehbar – die Wirtschaftlichkeit ist aber meistens nicht gegeben.

Der Grund liegt in der Erzeugungsstruktur einer bedarfsgerecht dimensionierten Anlage. In den Wintermonaten produziert PV kaum mehr als ein Betrieb tagsüber selbst verbraucht – relevanter Überschuss entsteht strukturell erst im Sommer. Ein Speicher, der ausschließlich für diesen Zweck installiert wird, kommt realistisch auf 130 bis 180 Vollzyklen pro Jahr. Doch umso weniger ein Speicher genutzt wird, umso länger dauert die Amortisation der Investition. Als Daumenregel gilt, dass mindestens 200 Zyklen pro Jahr gefahren werden müssen, damit sich ein Speicher binnen 5-7 Jahren amortisiert – besser mehr. Allein über die eingesparte Energiemenge im reinen Eigenverbrauchsfall lässt sich die Investition innerhalb einer vertretbaren Frist selten darstellen.

Anders sieht es aus, wenn ein Speicher mehrere Funktionen übernimmt: Peak Shaving zur Senkung des Leistungspreises, Teilnahme an Regelenergiemärkten oder die gezielte Nutzung von Preisunterschieden im dynamischen Tarif. Wer diesen Mehrfachnutzen realistisch abbilden kann, kommt auf deutlich mehr Zyklen und eine bessere Wirtschaftlichkeit.

Was diese Fehler gemeinsam haben

Alle fünf Punkte entstehen durch dasselbe Grundproblem: Die PV-Planung wird isoliert betrachtet. Ein pauschaler Strompreis, eine pauschale Einspeisevergütung und ein generisches Lastprofil reichen nicht aus, um zu beurteilen, was eine Anlage in einem konkreten Betrieb tatsächlich leistet.

Die Lösung liegt auf der Hand: Wechselwirkungen müssen konkret berechnet werden. Zum Glück liegen in den meisten Betrieben die nötigen Informationen zu Strombeschaffung und Lastgang vor bzw. sind im Fall von Netzentgelten öffentlich verfügbar. Mit diesen Daten lassen sich dann auch wirklich informierte Entscheidungen treffen und Wirtschaftlichkeiten realistisch berechnen – und Überraschungen können vermieden werden.