Die Zeiten könnten für die PV-Branche kaum turbulenter sein: Nach einer rasanten Marktentwicklung in Folge der Energiekrise ab 2022 folgen nun Stolpersteine für den weiteren PV-Ausbau. Vor allem auf regulatorischer Seite mangelt es von seitens der deutschen Politik an einer ambitionierten Weiterführung des Ausbaukurses und zielgerichteten Rahmenbedingungen für die Branche.
Dazu kommen strukturelle Herausforderungen auf dem reifen Solarmarkt Deutschland: Vor allem der Verfall des PV-Marktwerts durch Preiskannibalisierung und Defizite auf der Netzebene behindern ein lineares Vorankommen beim Erneuerbaren-Ausbau.
Das sind einige der Änderungen, die im Rahmen der jüngsten Referentenentwürfe (EEG-Novelle und Netzpaket) des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie geplant sind:
Zurecht weisen Branchenverbände darauf hin, dass die Investitionsbedingungen für Solarprojekte so zunehmend schwieriger werden.
Auf der Erlös- und Finanzierungsseite wird die Marktlage für PV-Großanlagen seit einiger Zeit zunehmend schwieriger. Mehrere Faktoren wirken gleichzeitig:
Welche Lösungen bietet der Markt? Wie können sich Geschäftsmodelle für PV-Großanlagen so verändern, dass Erlöse stabiler werden und Projekte wieder leichter finanzierbar sind?
PV-Projekte werden künftig stärker danach entwickelt, wann und wie flexibel sie Strom liefern können – nicht nur danach, wie viel. Die derzeit wichtigste marktreife Antwort auf negative Strompreise ist die Hybridisierung von PV-Anlagen mit Batteriespeichern (engl. Battery Energy Storage Systems – BESS). Speicher können Erzeugungsspitzen kappen, Erlöse zeitlich verschieben und so die Preisrisiken glätten – ein klarer Vorteil für die Wirtschaftlichkeit und damit für die Bankability. Entsprechend verändert sich auch der Markt für direkte Stromlieferverträge (engl. Power Purchase Agreements – PPAs): PPAs werden zunehmend zu Hybrid-PPAs, bei denen nicht nur Strommengen, sondern auch Flexibilität bepreist werden. Aktuell sind vor allem Energieversorger als Abnehmer im Vorteil, weil sie Stromabnahme, Vermarktung und Flexibilitätsbewertung zusammenbringen. Für die Branche ergibt sich damit eine konkrete Aufgabe: Neue Produkte und Standards müssen definiert werden – etwa die Frage, wie ein hybrides PPA mit zwei Assetklassen (PV und BESS) vertraglich sauber ausgestaltet wird.
Das PV-Hybridanlagen zum Branchenstandard werden, gilt als wahrscheinlich – doch der Hochlauf braucht Zeit. Ende 2024 waren in Europa (EU-27 plus UK und Schweiz) noch weniger als ein Prozent der PV-Anlagen mit Speichern kombiniert. Am weitesten ist das Vereinigte Königreich: Dort entfallen 62 Prozent des europäischen PV-BESS-Markts auf UK – begünstigt durch ein regulatorisches Umfeld mit CfDs und Kapazitätsmärkten, in denen Batterien teilnehmen können.
Neben der Kombination mehrerer Technologien zeichnet sich eine zweite Entwicklung ab: Finanzierungen gehen zunehmend über Portfolios. Statt einzelne PV-Assets isoliert zu finanzieren, werden Projekte zunehmend in Anlagenpools gebündelt – etwa aus PV, Wind und Speichern. Der Vorteil: Unterschiedliche Risikoprofile gleichen sich aus, Ausfallrisiken sinken, und die Sensitivität gegenüber kurzfristiger Preisvolatilität nimmt ab. Gleichzeitig steigt die Komplexität: Investoren, Asset Owner und Projektplaner brauchen künftig mehr Strommarkt- und Finanzierungsexpertise, um solche Portfolios zu strukturieren, zu managen und bankenfähig zu machen. Damit verbunden ist auch eine stärkere Öffnung für internationale Kapitalgeber – insbesondere im Segment großer Speicher, das derzeit starkes Interesse bei ausländischen Banken und Investoren weckt und häufiger mehrschichtige Finanzierungsmodelle nach sich zieht.
Auch auf der Ebene einzelner Assets entstehen neue Mischmodelle: Statt „entweder PPA oder Merchant“ setzen Marktakteure zunehmend auf hybride Erlösstrategien, etwa 50 Prozent über PPA und 50 Prozent „fully merchant“. Das verbindet stabilere Cashflows mit Renditechancen aus Marktrisiken – ein Ansatz, der bei Speichern bereits verbreiteter ist und nun in Richtung PV ausstrahlt.
Zusätzliche Erlöspotenziale bieten außerdem Märkte für Systemdienstleistungen: Regelleistung, Regelenergie oder auch Blindleistung können kurzfristig als zweite Einnahmesäule wirken und den Business Case verbessern – insbesondere in Kombination mit Speichern, die technische Anforderungen solcher Märkte oft gut erfüllen.
Schließlich bleibt auch der Hochlauf von grünem Wasserstoff ein relevanter Baustein. Elektrolyseure können günstigen erneuerbaren Strom gezielt aufnehmen, wenn Preise niedrig oder negativ sind. Damit gehören Wasserstoff und flexible Lasten zu den Optionen, deren schneller Markthochlauf den Marktwert von PV perspektivisch wieder stützen kann – und in einzelnen Fällen nach wie vor Abschlüsse reiner PV-PPAs ermöglicht.
Der PV-Ausbau steht an einem Wendepunkt: Sinkende Marktwerte, Netzhürden und politische Unsicherheit erhöhen den Druck – zugleich entstehen neue, tragfähige Geschäftsmodelle rund um Flexibilität. Hybridisierung mit BESS, Portfolio-Finanzierungen, hybride Erlösstrategien sowie Systemdienstleistungen und der Wasserstoffhochlauf zeigen, wie PV-Großanlagen auch in einem volatilen Marktumfeld bankable bleiben können. Entscheidend ist dabei weniger die reine Leistung als die intelligente Kombination von Erzeugung, Vermarktung und Flexibilität. Auf The smarter E Europe kommen genau die Akteure zusammen, die dafür Lösungen, Standards und Partnerschaften vorantreiben. Wer Geschäftsmodelle der nächsten PV-Generation entwickeln will, findet dort die passende Expertise – und die richtigen Kontakte.
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