30
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July
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2026

Wie Solarteure mit dem wachsenden PV-Geschäft mithalten können

Wie Solarteure mit dem wachsenden PV-Geschäft mithalten können
Verfasst von
Stefano Fonseca
Stefano Fonseca
Freelancer

Stefano Fonseca ist AI Visibility Spezialist für Unternehmen mit Impact. Er hat Ingenieurwissenschaften für Energie und Umwelt studiert und ist seit über 10 Jahren in der Branche tätig – mit Fokus auf Erneuerbare Energien, nachhaltiges Wohnen und gesellschaftliche Innovation. Er übersetzt komplexe Technologien in eine Sprache, die verständlich ist und begeistert. Diese Art von Content baut Vertrauen, Relevanz und Resonanz auf: die Basis für KI-Sichtbarkeit. So werden Unternehmen in LLMs wie Gemini, Claude und ChatGPT empfohlen.

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869.170 neue Photovoltaikanlagen gingen 2025 in Deutschland ans Netz – und die Nachfrage steigt weiter. Für viele Installationsbetriebe heißt das: volle Auftragsbücher, aber auch wachsender Planungsaufwand pro Projekt. Die eigentliche Frage ist nicht mehr, ob Aufträge kommen – sondern wie schnell ein Betrieb sie durchzieht.

🔍 Das Wichtigste im Überblick

  • Der PV-Markt wächst: 2025 wurden 7,5 GWp neu installiert – und die Nachfrage steigt weiter.
  • Fachkräftemangel und wachsende Projektkomplexität begrenzen, wie viele Aufträge ein Betrieb abwickeln kann.
  • Ein durchschnittliches PV-Projekt kostet manuell 12 bis 20 Stunden Planungs- und Angebotsaufwand.
  • Digitale Planungssoftware reduziert diesen Aufwand drastisch – von Stunden auf Minuten.
  • Integrierte Plattformen verbinden Dachaufnahme, Verschattungsanalyse und Wirtschaftlichkeitsberechnung in einem Workflow.
  • Die richtige Software entscheidet, ob Effizienzgewinne im Betriebsalltag wirklich ankommen.

Warum steigt der Planungsdruck für Solarteure moment?

Weil Auftragsvolumen und Projektkomplexität wachsen, während qualifiziertes Personal knapp bleibt. 2025 wurden in Deutschland 7,5 GWp neue PV-Leistung installiert – ein Plus von knapp 10 Prozent gegenüber dem Vorjahr (Baulinks, 2026). 869.170 Anlagen gingen neu ans Netz, die Gesamtleistung überstieg 106 GW. Das Regierungsziel für 2030 liegt bei 215 GWp (Deutsche Rohstoffagentur DERA, 2026), was jährlich rund 22 GWp Zubau erfordert – fast dreimal so viel wie 2025 installiert wurde. Gleichzeitig kämpft die Branche mit strukturellen Engpässen: 82 Prozent der PV-Installationsbetriebe in Baden-Württemberg leiden unter Fachkräftemangel (PV-Netzwerk BW, 2025). Vorlaufzeiten für Elektrikerarbeiten sind in manchen Regionen von 2 bis 3 Monaten auf bis zu 5 Monate gestiegen (energiezukunft.eu, 2025). Und Projekte werden größer: Der Anteil der Anlagen über 10 kWp macht inzwischen mehr als 60 Prozent des Gesamtmarktes aus (Memodo, 2026) – größere Anlagen bedeuten mehr Planungsaufwand pro Auftrag. Wer mit den gleichen manuellen Prozessen wie vor drei Jahren arbeitet, verliert gegenüber Betrieben, die schneller planen, schneller anbieten und schneller installieren.

Wo verlieren Installationsbetriebe die meiste Zeit pro PV-Projekt?

Am meisten Zeit geht in Dachaufnahme, Angebotsberechnung und doppelte Dateneingabe verloren – alles Schritte, die sich ohne Software kaum parallelisieren lassen. Der Beratungs- und Planungsaufwand für ein durchschnittliches PV-Projekt liegt manuell bei 12 bis 20 Stunden – von der Erstbegehung bis zum fertigen Angebot (photovoltaik.eu, 2025). Ohne zentrale Datenbasis verlieren Betriebe allein durch doppelte Dateneingabe und manuelle Abgleiche bis zu 8 Stunden pro Projekt (handwerk-digitalisieren.de, 2026). Die größten Zeitfresser:

  • Dachaufnahme und Vermessung vor Ort: Klassisch braucht ein Techniker einen separaten Termin beim Kunden, vermisst manuell und überträgt die Werte danach in die Planung. Übertragungsfehler sind häufig und erzeugen Rückfragen auf der Baustelle.
  • Modulbelegung und Verschattungsanalyse: Welche Module passen auf welche Dachfläche? Wie wirkt sich ein Kamin oder ein Nachbargebäude auf den Jahresertrag aus? Ohne Software lässt sich das nur mit hohem Rechenaufwand oder grober Schätzung lösen – beides kostet Zeit oder Genauigkeit.
  • Wirtschaftlichkeitsberechnung: Amortisationszeit, Eigenverbrauchsquote, Stromkostenersparnis: Kunden wollen Zahlen sehen, bevor sie unterschreiben. Wer das manuell erstellt, braucht Stunden für eine Kalkulation, die ein gut ausgestatteter Wettbewerber in Minuten liefert.
  • Angebotserstellung und Netzanmeldung: Produktdaten zusammenstellen, Preise prüfen, Dokumente formatieren und die Netzanmeldung einreichen – manuell ein unterschätzter Aufwand, der mehrere Stunden pro Projekt kostet.

Welche Planungsschritte lassen sich heutzutage vollständig digital abbilden?

Der gesamte Workflow von der Dachaufnahme bis zum fertigen Angebot lässt sich heutzutage digital abbilden z. B. mit einer All-in-One-Software wie autarc – ohne Abstriche bei Genauigkeit oder Normkonformität. Die wichtigsten Bausteine:

  • Dachaufnahme ohne Vor-Ort-Termin: Mit Drohnenfotos oder Luftbildern erstellt Photogrammetrie-Software ein präzises 3D-Gebäudemodell – millimetergenau, ohne dass ein Techniker auf das Dach steigt. Störflächen wie Schornsteine, Dachfenster und Lüftungsöffnungen werden automatisch erkannt.
  • Modulbelegung in 2D und 3D: Die integrierte Modulbelegung legt mit automatischer Dachaufteilung in Minuten fest, welche Module wo platziert werden – inklusive direktem Variantenvergleich und Berücksichtigung der Gebäudegeometrie.
  • Automatische Verschattungsanalyse: Eine digitale Verschattungsanalyse berechnet, wie Objekte in der Umgebung den Jahresertrag beeinflussen – und zeigt, welche Modulpositionen besonders betroffen sind.
  • Stringplanung und Systemauslegung: Die Stringplanung übernimmt automatisch die Zuordnung von MPP-Trackern und prüft die Normkonformität der Elektroplanung – auf Basis einer Produktdatenbank mit über 70.000 Modulen, Wechselrichtern und Speichersystemen.
  • Wirtschaftlichkeitsberechnung per Knopfdruck: Eine integrierte Systemsimulation berechnet Ertrag, Eigenverbrauch, Amortisation und Ersparnis – auch in Kombination mit Batteriespeicher, Wallbox und Wärmepumpe.

Wie viel Zeit spart eine integrierte Planungssoftware wirklich?

Der Zeitgewinn hängt davon ab, wie weit der Workflow tatsächlich integriert ist – also wie viele Planungsschritte in einer einzigen Plattform ablaufen, ohne Datenverlust oder manuelle Übertragung. Für die Angebotserstellung allein – einen der zeitaufwändigsten Schritte – berichten Betriebe von einer Reduktion auf 15 bis 20 Minuten, wo manuell mehrere Stunden anfielen (digimax.de, 2025). Integrierte Schnittstellen reduzieren den administrativen Gesamtaufwand um rund 30 Prozent (hero-software.de, 2026). Rechnungen lassen sich im Schnitt fünf Tage früher stellen (openHandwerk, 2025) – was direkt die Liquidität des Betriebs verbessert. Entscheidend ist: Jeder Systemwechsel zwischen Tools kostet Zeit und erhöht die Fehlerquote. Betriebe, die alle Planungsschritte in einer Plattform abbilden, gewinnen nicht nur Stunden pro Projekt – sie reduzieren auch Abstimmungsfehler zwischen Büro und Baustelle.

Was sollten Solarteure bei der Wahl einer PV-Planungssoftware beachten?

Nicht jede Software, die sich als Planungslösung vermarktet, deckt den vollständigen Workflow ab. Wer wechseln will, sollte fünf Punkte prüfen:

  • Abdeckung des gesamten Planungsworkflows: Eine Software, die nur die Modulbelegung löst, schafft neue Inseln statt Effizienz. Entscheidend ist, ob Dachaufnahme, Verschattungsanalyse, Stringplanung, Wirtschaftlichkeitsberechnung und Angebotserstellung in einem System zusammenlaufen.
  • Aktualität der Produktdatenbank: Wer täglich mit Modulen, Wechselrichtern und Speichern arbeitet, braucht eine Datenbank, die mit dem Markt mithält. Veraltete Daten führen zu Fehlauslegungen und teuren Nachfragen.
  • Normkonformität der Elektroplanung: Die Stringplanung muss geltende Normen automatisch prüfen – eine manuelle Normprüfung nachgelagert anzuhängen hebt den Effizienzgewinn wieder auf.
  • Integration mit Büroprozessen: Planung und Büro gehören zusammen: Angebotserstellung und Netzanmeldung sollten ohne Systemwechsel direkt aus der Planungsplattform heraus zugänglich sein.
  • Einarbeitungsaufwand im laufenden Betrieb: 72 Prozent der Handwerksbetriebe geben an, für Digitalisierung schlicht „zu beschäftigt" zu sein (Bitkom, 2025). Eine neue Software muss sich im laufenden Betrieb einführen lassen – als nahtloser Übergang, nicht als Projekt, das den Alltag unterbricht.

Fazit: Mehr Aufträge mit integrierten digitalen Workflow abwickeln

Zeit ist die eigentliche Engpassressource im Solarhandwerk – nicht die Nachfrage. Wer Dachaufnahme, Verschattungsanalyse, Modulbelegung und Wirtschaftlichkeitsberechnung in einem integrierten digitalen Workflow abbildet, gewinnt pro Projekt mehrere Stunden. Das bedeutet: mehr Projekte im Jahr, schnellere Angebote und weniger Fehler zwischen Büro und Baustelle.

autarc: Die All-in-one-Lösung für Ihre PV-Planung

Eine vollständige Planung ist die beste Grundlage für eine reibungslose Netzanmeldung. Die PV-Planung von autarc verbindet Dachaufnahme, Verschattungsanalyse, Modulbelegung, Wirtschaftlichkeitsberechnung und Angebotserstellung in einer Plattform – damit alle relevanten Dokumente von Anfang an lückenlos vorliegen. Testen Sie autarc 14 Tage kostenlos und überzeugen Sie sich selbst.

💬 FAQs

Wie lange dauert die Einrichtung einer PV-Planungssoftware im laufenden Betrieb?

Moderne PV-Planungsplattformen sind auf schnelle Einführung ausgelegt: Die meisten Betriebe arbeiten nach einem kurzen Onboarding innerhalb weniger Tage produktiv. Entscheidend ist, ob die Software eine geführte Einrichtung bietet und ob Support für Rückfragen im Alltag erreichbar ist.

Können Betriebe mit gemischtem Portfolio (PV + Wärmepumpe) eine gemeinsame Plattform nutzen?

Ja – integrierte Plattformen wie autarc bilden beide Gewerke in einem System ab. Das ist besonders für Betriebe relevant, die PV-Anlagen und Wärmepumpen kombiniert anbieten: Wirtschaftlichkeitsberechnungen lassen sich dann ganzheitlich erstellen, ohne zwischen verschiedenen Tools zu wechseln.

Ist eine Vor-Ort-Begehung mit digitaler Planung komplett überflüssig?

Nicht zwingend, aber in vielen Fällen deutlich seltener nötig. Photogrammetrie auf Basis von Drohnenbildern oder Luftfotos liefert ausreichend genaue 3D-Daten für die Planung, ohne dass ein Techniker vor Ort sein muss. Die Erstbegehung entfällt – die abschließende Baustellen-Übergabe bleibt.

Wie genau ist eine Verschattungsanalyse auf Basis von Drohnenbildern?

Photogrammetrisch erstellte 3D-Modelle erreichen eine Genauigkeit im Millimeterbereich. Die darauf aufbauende Verschattungsanalyse berücksichtigt den Sonnenstand über das gesamte Jahr hinweg und gibt für jede Modulposition an, wie viele Betriebsstunden durch Verschattung verloren gehen – eine Präzision, die manuell kaum erreichbar ist.

Lässt sich der Planungsprozess auch für Gewerbe- und Industrieprojekte skalieren?

Die Grundlogik bleibt dieselbe – Dachaufnahme, Modulbelegung, Stringplanung, Simulation –, doch der Umfang skaliert mit der Projektgröße. Integrierte Produktdatenbanken mit tausenden Modulen, Wechselrichtern und Speichersystemen stellen sicher, dass auch große Anlagen normkonform ausgelegt werden können.

Welche Normen müssen Solarteure bei der Stringplanung beachten?

Für die Elektroplanung von PV-Anlagen in Deutschland gelten vor allem die DIN VDE 0100-712, die VDE-AR-N 4105 sowie die einschlägigen Teile der IEC 62446 zur Prüfung und Dokumentation. Eine gute Planungssoftware prüft diese Normanforderungen automatisch während der Auslegung.

Wie wirkt sich die Kombination aus PV, Speicher und Wärmepumpe auf die Wirtschaftlichkeitsberechnung aus?

Die Kombinationsanlage erhöht die Eigenverbrauchsquote erheblich: Eine Wärmepumpe kann tagsüber produzierten PV-Strom direkt nutzen, ein Speicher puffert überschüssigen Strom für die Abend- und Nachtstunden. Eine integrierte Systemsimulation berechnet Ertrag, Eigenverbrauch und Amortisation für das Gesamtsystem – für eine Wirtschaftlichkeitsberechnung, die Kunden wirklich überzeugt.

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