Die Stimmung auf der Intersolar Europe in München war gespalten. Einerseits Aufbruchsstimmung: Batteriespeicher boomen, die Technologiekosten sinken, neue Geschäftsmodelle entstehen. Auf der anderen Seite: eine wachsende Ernüchterung im klassischen Solarfreiflächengeschäft.
Netzanschlüsse sind kaum noch zu bekommen, die regulatorischen Rahmenbedingungen für 2027 und darüber hinaus bleiben unklar, die Margen stehen unter Druck. Wer mit Erneuerbaren-Projektierern spricht, hört einen gemeinsamen Tenor: Das Geschäft verlagert sich.
Energiespeicher sind interessanter
Das spüren auch die Hersteller. "Wir haben keine klar definierte reine PV-Pipeline mehr", sagt Philipp Wenzl, Vertriebsleiter für das DACH-Geschäft beim Wechselrichter- und Speicherhersteller Sungrow Europe. "Die Marktdynamik geht eher Richtung Photovoltaik und Energiespeicher." Immer mehr bestehende PV-Projekte würden zudem mit Energiespeichern nachgerüstet.
Viele PV-Projektierer sagten zudem, es sei aktuell interessanter, sich zusätzlich auf Energiespeicher zu konzentrieren. Auch der Planungshorizont habe sich stark verkürzt. "Die Projektierer fahren aktuell auf Sicht – 2027, 2028, vielleicht 2029 ist der Planungszeitraum."
Unwirtschaftlichkeit reiner Solarparks
Der Grund für den Strategieschwenk liegt nicht allein in der Attraktivität von Speichern, sondern auch in der wachsenden Unwirtschaftlichkeit reiner Solarparks. "Wir bauen in Deutschland aktuell kein einziges Solarprojekt", sagt Thorsten Blanke, Chef des Solaranlagenbauers und -projektierers Belectric, der zur Elevion Group gehört.
Das liege allerdings weniger am Wettbewerb – der größte Wettbewerber sei der Business-Case. "Um Anlagen überhaupt wirtschaftlich zu bekommen, brauchen Sie heute Speicher."
Hintergrund ist unter anderem die zunehmende Zahl an Stunden mit negativen Strompreisen an der Börse. Wer einspeist, erhält in solchen Phasen keine Vergütung mehr – zumindest im Rahmen der Erneuerbaren-Förderung. Batteriespeicher, die den Strom zwischenpuffern und zu besseren Preisen vermarkten, werden damit zur Voraussetzung für wirtschaftliche Projekte.
Sogenannte Hybridprojekte, bei denen ein Speicher direkt an eine Photovoltaik-Anlage (PV-Anlage) gekoppelt ist, haben dabei laut Blanke auch bei Stromlieferverträgen, sogenannten Power Purchase Agreements (PPAs), Vorteile: "Die PPAs für hybridisierte Projekte sind attraktiver als für reine EEG-Projekte – mit Laufzeiten von bis zu zehn Jahren."
Projektierer wollen sich neu aufstellen
Auch Jost Backhaus, Chef des Erneuerbaren-Projektierers Juwi aus Wörrstadt (Rheinland-Pfalz), beschreibt die Marktlage als zunehmend volatil. Der Projektierer hatte kürzlich einen Sparkurs verordnet und will Stellen streichen. "Wir wollen eine Juwi schaffen, die einen gewissen Resilienzgrad hat – damit wir, wenn der deutsche Markt wieder schwächelt, dieses ohne organisatorische Maßnahmen aushalten können."
Immerhin sei die Projektpipeline in Deutschland bis Ende 2028 gut gefüllt. "Das sind gute Voraussetzungen", sagt Backhaus.
Wer es sich leisten kann, weicht auch auf andere Märkte aus. Belectric etwa ist neben Deutschland unter anderem in Spanien, Irland und Italien aktiv. "Wenn wir nicht auch in andere Märkte expandiert hätten, wären die Probleme heute groß", sagt Blanke. "Wir fangen die Schwankungen in Deutschland über unsere Internationalisierungsstrategie ab."
Juwi denkt ähnlich und will künftig europäischer aufgestellt sein – mit gemeinsamen Strukturen etwa für Betrieb und Wartung in Griechenland, Spanien und Deutschland.
Stockende EEG-Novelle ist ein ernstes Problem
Ein zentrales Thema auf der Intersolar war die stockende EEG-Novelle. Die Bundesregierung plant, das bestehende Marktprämienmodell durch Differenzverträge, sogenannte Contracts for Difference (CfDs), zu ersetzen. Damit würden ungeplante Gewinne künftig abgeschöpft, ein Mindestniveau an Einnahmen wäre aber weiterhin gesichert.
Der offizielle Gesetzgebungsprozess für die Novelle hat jedoch noch nicht begonnen – für die Branche ein ernstes Problem. Denn das Risiko durch die neuen CfDs ist schwer zu beziffern. Frank Amend, Leiter Batteriespeicher und Hybrid-Systeme beim Schweizer Energiekonzern Axpo, rechnet bei Solaranlagen jedenfalls mit höheren Risikoaufschlägen in den Ausschreibungsgeboten. "Konkret erwarten wir eine zusätzliche Risikoprämie von mindestens fünf bis zehn Cent pro Kilowattstunde."
Martin Mitscher, Geschäftsführer der Solaraktivitäten von Axpo in Deutschland, sieht zudem Handlungsbedarf mit Blick auf den Zeitplan: "Wir können uns eine Ausbaulücke Anfang 2027 in Bezug auf die kommunizierten Ausbauziele nicht leisten." Auch eine Mini-EEG-Novelle – wie zurzeit in der Branche diskutiert – wäre nur eine kurzfristige Abhilfe; Projekte müssten bei späteren Änderungen wieder umgestellt werden.
Ähnliche Unsicherheit herrscht auch beim kontrovers diskutierten Vorschlag aus dem Bundeswirtschaftsministerium zum sogenannten Redispatch-Vorbehalt, der Netzbetreibern erlauben würde, Solaranlagen in überlasteten Netzregionen zwangsweise zu drosseln. Für Projektierer ist schwer zu überblicken, welche Regionen wann genau betroffen wären. "Planungssicherheit ist in Deutschland das Wichtigste", sagt Backhaus von Juwi. "Falls der Redispatch-Vorbehalt in der aktuell diskutierten Form umgesetzt werden würde, ginge das mit einem Investitionsstillstand in den betroffenen Regionen einher."
Keine Speicherprojekte über 2029 hinaus
Auch bei Großbatteriespeichern ist die Unsicherheit über den künftigen rechtlichen Rahmen spürbar. "Wir entwickeln unsere Großbatteriespeicherprojekte weiter, werden aber aktuell keine endgültige Investitionsentscheidung für Projekte ab 2030 treffen, da wir weitere Klärungen zu den dann gültigen Netztarifen abwarten müssen", sagt Amend von Axpo. Die Frage, die sich ihm bei der aktuellen Situation stelle: "Wie will Deutschland die Energiewende ohne Batterien stemmen?"
Der Trend ist klar. Solarparks ohne Speicher werden zur Ausnahme, Hybridprojekte zur Regel. Ob der regulatorische Rahmen – von der EEG-Novelle bis zu den Netzentgelten – schnell genug Klarheit schafft, damit das Kapital auch fließt, ist die entscheidende offene Frage. "Die neue Regulatorik muss im Einklang mit den Vergütungshöhen im EEG stehen", sagt Mitscher von Axpo. "Wir sind bereit, in Deutschland zu investieren, damit der gesellschaftliche Wunsch, Erneuerbare weiter auszubauen, auch erfüllt werden kann."
