Von Julian Korb
Wer in Deutschland eine Photovoltaik (PV)-Freiflächenanlage – sprich: einen Solarpark – bauen möchte, der begibt sich in einen umkämpften Markt. Die Bundesnetzagentur schreibt jedes Jahr mehrmals neue Kontingente für geförderte Projekte aus. Und jedes Mal übersteigt die Nachfrage das Angebot. In der Folge sinken auch die Gebotspreise, inzwischen liegen sie bei nur noch fünf Cent die Kilowattstunde.
Aber auch für Anlagen außerhalb der Förderung wird es schwieriger. Denn immer häufiger gibt es an der Strombörse negative Preise. "Die Goldgräberstimmung der letzten Jahre beim PV-Ausbau in Deutschland ist vorbei", sagt Frank Amend, Leiter Batteries Europe & Solar Deutschland beim schweizerischen Energiekonzern Axpo. "Das gilt insbesondere für Anlagen, die in den PPA-Markt gehen sollen, weil die Strompreise doch ziemlich abgesackt sind. Es gibt zu viel Strom in einzelnen Stunden und das zeigt sich an der Börse."
Projekte an der Wirtschaftlichkeitsgrenze
Von dem Preisverfall ist Solarstrom sogar besonders betroffen, denn die Negativpreise fallen meist in sonnenreiche Stunden, also immer dann, wenn besonders viel Strom aus PV-Anlagen ins Netz eingespeist wird. Im abgelaufenen Jahr 2024 wurden bereits 20 Prozent des Solarstroms in Zeiten negativer Preise erzeugt.
Ein Trend, der zunehmen dürfte. Allein im laufenden Mai rutschte der Börsenstrompreis in 112 Stunden unter die Null-Linie. Im Vorjahr waren es 78 Stunden – im gesamten Mai, wohlgemerkt.
"Wir gehen davon aus, dass die Situation mit den Negativpreisen nochmal etwas extremer wird, bevor sie sich entspannt", meint Claus Urbanke, Vizepräsident Wind-, Solar- und Speicherentwicklung beim norwegischen Energieunternehmen Statkraft. "700 Negativpreise könnte es schon in diesem Jahr geben." Die Lage bei vielen PV-Projekten sei daher wirtschaftlich angespannt. "Bei einem profitablen PV-Park muss alles stimmen: niedrige Pacht, gute Netzanbindung, Einstrahlung", betont Urbanke.
Auch Christian Arnold, Geschäftsführer für das operative Deutschlandgeschäft beim Projektentwickler Juwi, warnt im ZfK-Interview mit Blick auf neue Belastungen, etwa Einspeiseentgelte. "Im PV-Bereich kommen die Projekte bereits heute an ihre Wirtschaftlichkeitsgrenze. Jeder Cent, den wir mehr zahlen müssen, kann über Leben und Sterben eines Projektes entscheiden."
Neue Lösungen mit Speichern
Die Branche sucht daher nach neuen Wegen, um die Wirtschaftlichkeit von Projekten zu sichern. Eine Möglichkeit ist die Überbauung bestehender Netzknoten. "Das Solarspitzengesetz hat neue Möglichkeiten eröffnet, wie sich Wind, PV und Batterien kombinieren lassen", sagt Amend von Axpo. Ein Hemmnis hierfür bleibe aber, dass für alle drei Technologien an einem Netzverbindungspunkt auch genügend Flächen zur Verfügung stehen müssen. Zudem unterscheiden sich die einzelnen Genehmigungsprozesse.
Sogenannte Standort-Batteriespeicher, die direkt neben Wind- oder PV-Parks stehen, lohnen sich für Axpo laut Amend aktuell nur in der Innovationsausschreibung. Darüber hinaus sei auch die Netzverfügbarkeit eine große Herausforderung.
Eigentlich hat die alte Bundesregierung mit einer Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) sogenannte flexible Anschlussverträge ermöglicht, diese kommen in der Praxis aber nur verzögert an. "Viele Netzbetreiber schauen sich derzeit flexible Anschlussverträge an, aber einer sollte als Beispiel vorangehen", sagt Solar- und Batteriespezialist Amend. "Gut ist, dass die Erneuerbarenverbände Musterverträge entwickeln, wie solche Vereinbarungen aussehen können."
Auch Claus Urbanke von Statkraft sieht in der EnWG-Novelle zur Überbauung bislang noch keinen "Gamechanger". Aber: "Wir freuen uns aber über die Entwicklung, denn sie macht Sinn." Statkraft plant nach eigenen Angaben jeden neuen PV-Park mit einem Speicheranteil. Das muss allerdings nicht zwingend ein Speicher vor Ort sein. "Es wird aber nicht automatisch jedes PV-Projekt durch einen Speicher profitabler", gibt Urbanke zu bedenken.
Eigenverbrauch bleibt attraktiv
Weiterhin attraktiv bleibt es für Anlagenbetreiber, den Strom selbst vor Ort zu verbrauchen, sagt Frank Amend von Axpo. "Der 'große Speicher' ist das Netz. Allerdings stoßen wir hier mittlerweile auch an Grenzen, weil das Netz die PV-Erzeugung in sonnigen Mittagsstunden kaum noch bewältigen kann."
Der Unternehmensvertreter hält einen Ausbau von Großbatteriespeichern zwischen zwei und drei Gigawatt Leistung pro Jahr daher für erforderlich.
Ähnlich sieht das Claus Urbanke von Statkraft. "Wir können uns vorstellen, dass mehrere 10.000 Megawatt Speicherleistung in der nächsten Dekade hinzukommen." Das hätte auch Auswirkungen auf die Börsenstrompreise. "Wenn der Speicherausbau so passiert, werden die Preisprofile wieder flacher." Der Speicherzubau hänge allerdings auch vom Ausbau der erneuerbaren Energien sowie vom Zubau von flexiblen Gaskraftwerken ab und wie sich diese auf die Börsenstrompreise auswirkten. Denn mit Ausnahme der Projekte in der Innovationsausschreibungen müssen Speicher bislang ohne Förderung auskommen.
Gefragt nach den Wünschen an die neue Bundesregierung, nennt der Statkraft-Manager derweil die bessere Systemintegration für Erneuerbare als Hauptherausforderung. "Dynamische Netzentgelte, Smart Meter Rollout, Aktivierung von Nachfrageflexibilität. Das sind die wichtigen Themen."
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