Europa Solar Schisma: Wo PV-Investoren 2026 noch Rendite finden
Der EU-Solarzubau blieb 2025 fast unverändert — der Markt darunter nicht. Solarparks stellen erstmals über die Hälfte des Zubaus, Frankreich verdrängt Italien vom dritten Platz, und die Erlöse je Kilowattstunde gehen weit auseinander. Was das für die Länderauswahl bedeutet.
Die kurze Antwort
Das Europa Solar Schisma bezeichnet die Spaltung des europäischen Solarmarktes in Segmente und Länder, die sich wirtschaftlich auseinanderentwickeln. Für PV-Investoren ist es keine Frage der Menge, sondern der Verteilung. Der EU-Zubau lag 2025 mit 65,1 Gigawatt nur 0,7 Prozent unter dem Vorjahr — darunter hat sich der Markt jedoch neu sortiert: Solarparks stellen erstmals über die Hälfte des Zubaus, der Anteil der Wohndachanlagen fiel von 28 auf 14 Prozent, und fünf der zehn größten Märkte haben weniger installiert als 2024. Frankreich hat Italien vom dritten Platz verdrängt. Für Kapitalgeber ab 100.000 Euro Eigenkapital heißt das: Über die Rendite entscheidet die Auswahl innerhalb des Marktes. Italien erzielte im März 2026 mit 124,72 Euro je Megawattstunde den höchsten Erlös der drei von Modo Energy erfassten großen EU-Märkte, Spanien 13,51 Euro.
1. Der europäische Solarmarkt 2025: kaum kleiner, aber neu sortiert
Der EU-Zubau fiel 2025 von 65,6 auf 65,1 Gigawatt — 0,7 Prozent weniger und der erste Rückgang seit 2016. Die Zahl allein trägt keine Investmententscheidung. Aussagekräftig ist, was sich hinter ihr verschoben hat: Segmente, Länderreihenfolge und Erlösstrukturen haben sich gleichzeitig verändert.
Die EU erreichte Ende 2025 eine kumulierte Solarkapazität von 406 Gigawatt und damit das Zwischenziel der EU-Solarstrategie für 2025, das die Kommission mit 320 Gigawatt Wechselstromleistung und SolarPower Europe mit 400 Gigawatt Gleichstromleistung beziffert. Das Ziel für 2030 gerät dagegen außer Reichweite: SolarPower Europe erwartet im wahrscheinlichsten Szenario 718 Gigawatt gegenüber angestrebten 750. Der Rückgang soll 2026 und 2027 anhalten; auf das Niveau von 2025 kehrt der Jahresmarkt nach dieser Prognose erst 2030 zurück.
Auch hier lohnt der Blick auf die Einheit. In EU-Dokumenten steht für 2030 häufig ein Ziel von rund 600 Gigawatt, in Branchenpublikationen 750 Gigawatt. Das ist derselbe Zielwert: Die Europäische Kommission rechnet in Wechselstromleistung, die Branche in Gleichstromleistung, mit einem Umrechnungsfaktor von 1 zu 1,25. Wer beide Zahlen nebeneinanderstellt, ohne die Einheit zu nennen, erzeugt einen Widerspruch, den es nicht gibt.
Drei Verschiebungen, die den Markt neu sortieren
Erstens die Segmente. Solarparks machten 2025 erstmals über 50 Prozent der Neuinstallationen aus. Der Anteil der Wohndachanlagen fiel zwischen 2023 und 2025 von 28 auf 14 Prozent. Das ist keine Konjunkturdelle, sondern eine Verlagerung der Nachfrage von der Dachfläche zur Freifläche und vom Einzelobjekt zum Projekt. Solarenergie wächst in Europa also weiter — nur an anderer Stelle.
Zweitens die Länderreihenfolge. Deutschland und Spanien bleiben die beiden größten Märkte. Frankreich hat Italien 2025 vom dritten Platz verdrängt, getragen von gewerblichen und Utility-Scale-Projekten, während Italiens Dachsegment nach dem Auslaufen der Förderprogramme deutlich schrumpfte. Rumänien und Bulgarien rückten erstmals in die Top 10, die Niederlande fielen auf Platz acht zurück.
Drittens die Richtung innerhalb der Spitzengruppe. Fünf der zehn größten Märkte haben 2025 weniger installiert als 2024: Italien, Polen, Griechenland, die Niederlande und Portugal. Wachstum und Rückgang liegen damit innerhalb derselben Kennzahl nebeneinander.
Was Solar im europäischen Stromsystem inzwischen leistet
Solarstrom deckte 2025 rund 13 Prozent des europäischen Stroms (SolarPower Europe). Im Juni 2025 war Photovoltaik erstmals in einem vollen Monat die größte Einzelquelle der EU. Dieser Punkt ist inzwischen kein Einzelfall mehr: Im Mai 2026 lag der Anteil bei 23 Prozent, im Juni und Juli 2026 bei jeweils 25 Prozent — Solar war damit in drei Monaten die stärkste Energiequelle im europäischen Strommix.
Fraunhofer ISE beziffert die Photovoltaik-Erzeugung der EU 2025 auf 275 Terawattstunden und stellt ihnen 243 Terawattstunden aus Braun- und Steinkohle gegenüber. Ember kommt für dieselbe Region auf 369 Terawattstunden; die Differenz erklärt sich voraussichtlich daraus, dass Ember Bruttoerzeugung einschließlich der Erzeugung hinter dem Zähler hochrechnet. Beide Reihen sind in sich schlüssig; nebeneinanderstellen darf man sie nicht. Gemessen an der Erzeugungsmenge ist Solarenergie auf dem Kontinent keine Ergänzung mehr, sondern in einzelnen Sommermonaten die mengenstärkste Quelle — Grundlast ist sie deshalb nicht, weil sie nachts ausfällt. Die offene Frage für Kapitalgeber lautet nicht mehr, ob Solar liefert, sondern zu welchem Preis der gelieferte Strom vergütet wird.
Für wen dieser Markt sich rechnet — und für wen nicht
Die folgenden Abschnitte sind auf gewerbliche Kapitalgeber ab 100.000 Euro Eigenkapital und auf Betriebe mit eigenem Verbrauch zugeschnitten — nicht auf private Haushalte. Das ist keine Formalie: Genau das Segment, das die Energiewende in den vergangenen Jahren getragen hat, bricht europaweit weg. Wer heute in Photovoltaik-Dachanlagen oder Freiflächen investiert, tritt in einen Markt ein, dessen Preisbildung sich seit der Energiekrise grundlegend verändert hat.
Quellen dieses Abschnitts (Stand August 2026): SolarPower Europe, EU Solar Market Outlook 2025-2030 (11.12.2025); Ember; Fraunhofer ISE.
2. Deutschland: 128 Gigawatt-Peak — und ein Erlösmodell im Übergang
Deutschland hat im August 2026 die Marke von 128 Gigawatt-Peak installierter Photovoltaik-Leistung (Gleichstrom) überschritten und damit das gesetzliche Ausbauziel für 2026 erreicht. Mehr als sechs Millionen Anlagen speisen ein. Wer hier Kapital bindet, sollte allerdings verstehen, dass sich das Erlösmodell der nächsten Anlagengeneration grundlegend von dem der letzten zehn Jahre unterscheidet.
Der Nettozubau erreichte 2025 nach Fraunhofer ISE 16,2 Gigawatt Gleichstromleistung, was 14,3 Gigawatt Wechselstromleistung entspricht. Die Photovoltaik erzeugte rund 87 Terawattstunden — 21 Prozent mehr als im Vorjahr —, davon rund 71 Terawattstunden Netzeinspeisung und 16,9 Terawattstunden Eigenverbrauch; die Angaben sind gerundet und addieren sich deshalb nicht exakt. In der heimischen Stromerzeugung überholte Solarstrom nach der Auswertung des BSW-Solar auf Fraunhofer-Basis erstmals die Braunkohle. In der Destatis-Netzeinspeisung lässt sich dieser Vergleich nicht führen, weil Destatis Braun- und Steinkohle nicht getrennt ausweist.
Warum ein Prozentwert ohne Bezugsgröße nichts sagt
Für den Anteil der Photovoltaik an der Stromerzeugung kursieren mehrere Zahlen. Sie widersprechen sich nicht, sie messen Verschiedenes. Destatis weist für 2025 einen Anteil von 16,0 Prozent an der Netzeinspeisung aus — dort zählt nur, was ins Netz der allgemeinen Versorgung geht. Bezogen auf die gesamte deutsche Nettostromerzeugung nennt der BSW-Solar auf Basis der Fraunhofer-Daten rund 19 Prozent (BSW-Solar, 23. Juni 2026). Diese Bezugsgröße schließt den Eigenverbrauch und die Eigenerzeugung von Industrie und Gewerbe ein.
Wer beide Werte gegeneinanderstellt, vergleicht zwei Grundgesamtheiten. Für Ertragsrechnungen ist die Unterscheidung nicht akademisch: Eigenverbrauch wird nicht vergütet, sondern vermeidet Bezugskosten — das sind zwei völlig verschiedene Erlösmechanismen.
Das Halbjahr 2026 hat den Trend gedreht
Das erste Quartal 2026 sah nach Rückgang aus. Im Halbjahr steht ein Plus: rund 7,4 Gigawatt-Peak neu installiert gegenüber 6,8 Gigawatt-Peak im Vorjahreszeitraum, ein Zuwachs von neun Prozent. Die Bewegung kommt allerdings aus einem einzigen Segment.
Von Januar bis Mai 2026 legte die Freifläche um 36 Prozent auf 3,4 Gigawatt-Peak zu. Das Gewerbedach über 30 Kilowatt-Peak verlor 30 Prozent, das Heimsegment bis 30 Kilowatt-Peak 12 Prozent. Bei den Großbatteriespeichern gingen im selben Zeitraum 1,5 Gigawattstunden ans Netz gegenüber 0,3 Gigawattstunden im Vorjahr.
Anders gesagt: Die Kapazität wächst, aber sie wächst in großen Einheiten. Kleine PV-Anlagen auf Dächern von Haushalten und kleineren Gewerbebetrieben tragen den Zubau nicht mehr — das ist dieselbe Bewegung, die europaweit sichtbar ist, nur in einem Markt, der sie sich leisten kann.
Der Wechsel zur Direktvermarktung
Die beihilferechtliche Genehmigung der Europäischen Kommission für das EEG 2023 läuft Ende 2026 aus. Das Bundeskabinett hat am 29. Juli 2026 den Regierungsentwurf für den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor sowie das Netzanschlusspaket beschlossen. Vorgesehen sind der Wegfall der festen Einspeisevergütung für Neuanlagen, eine Direktvermarktungspflicht, Contracts for Difference und eine Begrenzung der Einspeiseleistung kleiner und mittlerer Dachanlagen auf 50 Prozent.
Rechtskräftig ist davon nichts. Die Entwürfe liegen als Bundesratsdrucksachen 470/26 und 471/26 im ersten Durchgang beim Bundesrat; die nächste Plenarsitzung ist für den 25. September 2026 angesetzt. Im Bundestag sind sie zum Stand dieses Beitrags nicht eingebracht. Details zur geltenden Vergütungssystematik behandelt unsere Übersicht zur EEG-Vergütung 2026.
Wer eine Anlage 2026 in Betrieb nimmt, soll nach dem Bestandsschutz des Regierungsentwurfs die letzte Generation der zwanzigjährigen einseitigen Marktprämie behalten. Das ist der eigentliche Zeitdruck im deutschen Markt — nicht die Modulpreise.
Quellen dieses Abschnitts (Stand August 2026): BSW-Solar (20.08.2026); Fraunhofer ISE, Jahresauswertung 2025; Destatis, Pressemitteilung Nr. 073 (06.03.2026); Bundesregierung und BMWE (29.07.2026); Bundesrat.
3. Italien: höchster gemessener Erlös je Kilowattstunde, aber nicht mehr in den Top 3
Unter den drei von Modo Energy erfassten großen EU-Märkten erzielt Italien den höchsten Erlös je eingespeister Kilowattstunde. Der Capture Price lag im März 2026 bei 124,72 Euro je Megawattstunde gegenüber 59 Euro in Deutschland und 13,51 Euro in Spanien (Modo Energy, 16.04.2026). Zugleich hat Italien 2025 den dritten Platz im EU-Zubau an Frankreich verloren.
Beides gehört zusammen. Als Erklärung gilt, dass Gaskraftwerke in Italien häufig den Börsenpreis setzen und damit einen Preisboden bilden; einen belastbaren Anteilswert preissetzender Gasstunden für 2026 führen wir dazu nicht. Er ist deshalb teilweise zyklisch und kein struktureller Selbstläufer: Steigt die italienische Solar-Durchdringung weiter oder fällt der Gaspreis, erodiert er.
Nach den Registerdaten von Terna waren zum 31. Juli 2026 in Italien 87,70 Gigawatt erneuerbare Leistung installiert, davon entfielen 47,30 Gigawatt auf Solarkapazität. Die Photovoltaik-Erzeugung lag im Juli 2026 um 20,6 Prozent über dem Vorjahresmonat.
Der Engpass liegt nicht bei den Projekten
Über das Anschlussportal Econnextion von Terna lagen zum 31. März 2026 3.670 Anschlussanfragen für Photovoltaik über 144 Gigawatt vor — gegenüber 47,30 Gigawatt tatsächlich installierter Solarleistung (Terna, Stand 31. Juli 2026). Beide Werte betreffen ausschließlich Photovoltaik, die Stichtage liegen vier Monate auseinander. Darauf bezogen wartet rund das Dreifache des heutigen Bestands auf einen Netzanschluss.
Nur ein kleiner Teil davon ist baureif: 210 Vorgänge mit 9,34 Gigawatt hatten den Status ready-to-build erreicht, 1.139 Vorgänge mit 46,49 Gigawatt eine Anschlusszusage. Die Gesamtzahl der Anfragen sinkt seit August 2025 leicht. Für Investoren ist das die entscheidende Kennzahl: Ein Projekt ohne gesicherten Netzanschluss ist in Italien kein Projekt, sondern eine Option.
Hinzu kommt Konkurrenz von der Verbrauchsseite. Rechenzentren hatten zum selben Stichtag 480 Anschlussanfragen über 82,63 Gigawatt gestellt, davon 273 Anfragen mit 40,9 Gigawatt allein in der Lombardei. Damit entfallen rund 86 Prozent der Anschlussanfragen auf der Verbrauchsseite auf Rechenzentren.
Das Decreto Bollette und seine Lücke
Das Decreto Bollette — Gesetzesdekret 21/2026, umgewandelt durch das Gesetz 49/2026 vom 10. April 2026 — wirkt an zwei Stellen. Erstens senkt es die ASOS-Systemkomponente, die nicht-häusliche, nicht-energieintensive Abnahmestellen tragen: Der Normtext beziffert die Zweckbindung aus dem IRAP-Aufschlag für Energieunternehmen auf 431,5 Millionen Euro für 2026; die Lesehilfen der parlamentarischen Dienste nennen für denselben Absatz 469,6 Millionen Euro aus der technischen Begründung. Wer nur eine der beiden Zahlen zitiert, zitiert nicht falsch, aber unvollständig. Zweitens baut es die Absicherung langfristiger Lieferverträge aus — der GSE tritt als Garant letzter Instanz auf, und reichen dessen Mittel nicht aus, kann SACE ihm eine nachrangige Rückgarantie mit einer Deckungsquote von höchstens 70 Prozent stellen, begrenzt auf 250 Millionen Euro je Jahr.
Artikel 9 Absatz 3 nennt keinen festen Euro-Betrag: Die Entlastung bei den Gas-Transport- und -Verteilentgelten ist gesetzlich auf die Erlöse begrenzt, die GSE und Snam aus dem Verkauf des 2022 eingelagerten Gases abführen, und gilt vom 1. April bis 31. Dezember 2026. Die häufig genannten rund 409 Millionen Euro sind eine Schätzung der Regierung aus der technischen Begründung: 290 Millionen Euro beim GSE plus 319 Millionen bei Snam, abzüglich bis zu 200 Millionen für den Liquiditätsdienst nach Artikel 10. Der tatsächliche Betrag steht nach Angaben von ARERA erst Ende September 2026 fest. Begünstigt sind direkt an das Transportnetz angeschlossene Endkunden, gasintensive Verteilnetzkunden und übrige Endkunden oberhalb von 80.000 Standardkubikmetern im Jahr.
Die Regulierungsbehörde ARERA hatte die entsprechende Vorschrift des Gesetzesdekrets bereits mit Beschluss 98/2026 vom 30. März 2026 nicht angewendet, weil es sich um eine möglicherweise nicht notifizierte Beihilfe handelt; das Konversionsgesetz vom 10. April 2026 hat sie unverändert übernommen. Die Aussetzung galt im August 2026 unverändert fort; damit ruht die Maßnahme, und ein Betrag steht ohnehin erst Ende September 2026 fest. Was die einzelnen Maßnahmen für italienische PV-Investoren konkret bedeuten, ordnen wir in unserer Analyse zum Decreto Bollette ein.
Förderkonditionen, Auktionsergebnisse und Renditeszenarien für den italienischen Markt behandelt unser Pillar-Artikel zum PV-Investment Italien 2026.
Quellen dieses Abschnitts (Stand August 2026): Terna, Econnextion und Pressemitteilung zu den Stromverbräuchen Juli 2026; Modo Energy (16.04.2026); Gesetz 49/2026; ARERA, Beschluss 98/2026.
4. Spanien: hoher Zubau, schwacher Erlös je Kilowattstunde
Spanien hat 2025 rund 8.821 Megawatt netzgekoppelte Photovoltaik zugebaut; hinzu kommen nach Erhebung des Branchenverbands UNEF 1.139 Megawatt Eigenverbrauchsleistung. Unter den drei von Modo Energy erfassten großen EU-Märkten erzielte es im März 2026 mit 13,51 Euro je Megawattstunde zugleich den niedrigsten Erlös. Die Capture Rate war im Februar 2026 auf 9,4 Prozent gefallen, nach 72,3 Prozent zwölf Monate zuvor.
Bei der kumulierten Leistung ist auf die Abgrenzung zu achten. Red Eléctrica weist zum 31. Dezember 2025 über 49.500 Megawatt einschließlich Eigenverbrauchsanlagen aus und über 41.500 Megawatt ohne. Beide Reihen sind korrekt, aber sie sind nicht austauschbar.
Was die Capture Rate praktisch bedeutet
Die Capture Rate gibt an, welchen Anteil des durchschnittlichen Spotpreises eine Solaranlage tatsächlich erzielt. Sinkt sie, sinkt der Erlös, ohne dass die Anlage weniger produziert. Im Frühjahr 2025 lag der spanische Capture Price im Saisonmittel bei 16,8 Euro je Megawattstunde. Für den Monat März 2026 weist Modo Energy 13,51 Euro aus. Saisonmittel und Monatswert sind nicht dasselbe — die Richtung ist eindeutig, die Differenz zwischen beiden Zahlen ist es nicht.
Der Marktdatenanbieter Kpler erwartet für August bis Dezember 2026 durchschnittliche Capture Rates von rund 50 Prozent in Spanien und 42 Prozent in Portugal (Stand 10. Juli 2026). Modo Energy geht davon aus, dass sich die langfristigen Capture Prices für Anlagen mit Einachs-Nachführung bei 25 bis 30 Euro je Megawattstunde einpendeln (Stand 20. Juli 2026). Beides sind Modellprognosen von Marktanalysten.
Der Preisdruck zeigt sich auch in den Nullpreisstunden. Red Eléctrica zählte 2025 in Spanien 798 Stunden mit Preisen von null oder darunter; im Vorjahresvergleich waren es 784 Stunden. Montel zählt für das erste Quartal 2026 397 Stunden allein in Spanien; Portugal wird getrennt geführt. Auch hier gilt der Methodenvorbehalt: Seit Oktober 2025 handelt der Day-Ahead-Markt viertelstündlich, ältere Stundenwerte sind deshalb nicht unmittelbar vergleichbar. Zwischen erzeugter und vergüteter Kilowattstunde klafft damit eine erhebliche Lücke.
Der Einstiegspreis ist eingebrochen
Ready-to-Build-Projekte in Spanien kosteten im ersten Quartal 2024 im Durchschnitt 120.500 Euro je Megawatt-Peak. Im ersten Quartal 2026 waren es 38.000 Euro, im zweiten Quartal 32.600 Euro je Megawatt-Peak — ein Rückgang von rund 68 Prozent in zwei Jahren; auch zwischen dem ersten und zweiten Quartal 2026 gab der Preis noch einmal nach. Abgeschlossene Transaktionen bewegten sich zwischen 10.000 und 56.000 Euro je Megawatt-Peak. Diese Werte stammen von der Transaktionsplattform nTeaser.
Projekte mit Speicher werden deutlich höher bewertet als reine Solaranlagen mit schwierigem Netzanschluss. Der spanische Speicherbestand ist allerdings noch klein: Von 3.427 Megawatt installierter Speicherleistung Ende 2025 entfielen 3.331 Megawatt auf Pumpspeicher und nur 96 Megawatt auf Batterien. Das nationale Energie- und Klimaziel sieht 22,5 Gigawatt Gesamtspeicher bis 2030 vor.
Eigenverbrauch: das Industriesegment hält
Der spanische Eigenverbrauchsmarkt schrumpft im dritten Jahr in Folge — aber nicht überall. Nach Erhebung des Branchenverbands UNEF wurden 2025 insgesamt 1.139 Megawatt Eigenverbrauchsleistung installiert, 3,7 Prozent weniger als im Vorjahr, kumuliert 9,3 Gigawatt. Diese Verbandszahlen sind mit den Reihen von Red Eléctrica nicht verrechenbar: Der Netzbetreiber kommt über die Zählerdaten der Verteilnetzbetreiber auf einen anderen Bestand. Wer eine Bestandszahl verwendet, muss die Erhebung dazu nennen. Aufgeschlüsselt zeigt sich ein anderes Bild: Die Industrie legte mit 679 Megawatt leicht zu, Wohnanlagen verloren 17 Prozent, der Handel 15 Prozent.
Für gewerbliche Kapitalgeber ist das die relevante Zahl. Die Wirtschaftlichkeit hängt an der Spreizung zwischen vermiedenem Strombezug und Überschusserlös. Nicht-Haushaltskunden zahlten in Spanien im zweiten Halbjahr 2025 ohne Mehrwertsteuer je nach Verbrauchsband zwischen 11,91 und 16,18 Cent je Kilowattstunde. Der Branchenverband APPA Renovables rechnet für eine Industrieanlage mit 180 Kilowatt eine Amortisation von fünf bis sechs Jahren, ohne Steuerabzüge.
Für die Überschusseinspeisung gibt es keinen regulierten Vergütungssatz. Die vereinfachte Kompensation nach dem Königlichen Dekret 244/2019 gilt nur bis 100 Kilowatt Erzeugungsleistung und kann die Bezugsrechnung höchstens auf null senken. Größere Anlagen vermarkten zum frei vereinbarten Preis.
Neue Rahmenbedingungen seit März 2026
Zwei Punkte haben sich seit dem Frühjahr geändert. Das Gesetzesdekret 7/2026, in Kraft seit dem 22. März 2026, hat den zulässigen Abstand für den gemeinschaftlichen Eigenverbrauch von 2.000 auf 5.000 Meter erweitert und Beschleunigungsgebiete für erneuerbare Energien eingeführt. Und die Europäische Kommission hat am 29. Mai 2026 den spanischen Kapazitätsmarkt beihilferechtlich genehmigt; die nationalen Durchführungsbestimmungen standen zum Stand dieses Beitrags noch aus.
Das Förderprogramm RENOINN 2 wurde nach Fristablauf zweimal aufgestockt. Der endgültige Bescheid vom 28. Juli 2026 weist 524 Bewilligungen über rund 433 Millionen Euro aus, die ein Investitionsvolumen von 1.186 Millionen Euro auslösen — 1.225,66 Megawatt Photovoltaik und 2.320,72 Megawattstunden Speicher, fertigzustellen bis zum 30. Juni 2030.
Quellen dieses Abschnitts (Stand August 2026): Red Eléctrica; Modo Energy (20.07.2026); Kpler (10.07.2026); Montel; UNEF (29.01.2026); APPA Renovables (17.02.2026); Eurostat nrg_pc_205; IDAE; BOE.
5. Österreich: was passiert, wenn die Förderpolitik kippt
Österreich zeigt, wie schnell ein funktionierender Markt kippt, wenn die Rahmenbedingungen unstet werden. Nach dem Rekordzubau von 2.476 Megawatt im Jahr 2023 fiel die Installation 2025 auf 1.634 Megawatt — ein Minus von 22 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Kumuliert stehen Ende 2025 rund 9,8 Gigawatt in 533.500 Anlagen. Ihre Erzeugung deckte mit 9,8 Terawattstunden 15 Prozent des österreichischen Stromverbrauchs.
Ob das viel oder wenig ist, hängt vom Maßstab ab — und die beiden gebräuchlichen Maßstäbe liegen weit auseinander. Das gesetzliche Ziel des Erneuerbaren-Ausbau-Gesetzes liegt bei 1.100 Megawatt jährlich; danach wurde 2025 übererfüllt. Der Netzinfrastrukturplan geht von rund 2.000 Megawatt jährlich aus; danach fehlen rund 18 Prozent. Beide Zahlen stimmen, sie beantworten verschiedene Fragen.
Der Auslöser war steuerlich, nicht technisch
Im März 2025 strich die neue Koalition den Umsatzsteuer-Nullsteuersatz für Photovoltaikanlagen bis 35 Kilowatt-Peak vorzeitig: Der Nationalrat beschloss die Streichung am 7. März, kundgemacht wurde sie am 18. März 2025, seit dem 1. April 2025 gilt wieder der Regelsteuersatz. Regulär wäre die Befreiung erst zum 31. Dezember 2025 ausgelaufen. Der Einbruch konzentrierte sich anschließend auf genau dieses Segment. Der Investitionszuschuss nach dem Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz läuft 2026 in drei Fördercalls — vom 23. April bis 11. Mai, vom 16. bis 30. Juni und vom 8. bis 22. Oktober —, mit Sätzen zwischen 120 und 150 Euro je Kilowatt-Peak, 150 Euro je Kilowattstunde für Speicher und einem Zuschlag von bis zu 20 Prozent für europäische Komponenten.
Anders als vielfach berichtet ist das Elektrizitätswirtschaftsgesetz inzwischen beschlossen und seit Ende 2025 in Kraft. Offen sind die zugehörigen Verordnungen, unter anderem zur Netzentgeltbefreiung systemdienlicher Speicher. Seit Juni 2026 müssen neue Photovoltaikanlagen für Netzbetreiber ansteuerbar sein.
Speicher werden zum zweiten Nachfragestrang
Im ersten Quartal 2026 gingen bei den sechzehn großen österreichischen Verteilnetzbetreibern 8.600 Netzanschlussanträge für Speicher ein — gegenüber 15.396 Anträgen für Photovoltaik. Ende 2025 waren 79.160 Speicher gemeldet. Der Photovoltaik-Zubau derselben Erhebung lag im ersten Quartal 2026 bei 243 Megawatt gegenüber 367 Megawatt im Vorjahresquartal. Die Quartalsreihe erfasst sechzehn, die weiter oben genannte Jahresreihe sechzig Verteilnetzbetreiber; beide sind nicht ineinander hochzurechnen.
Diese Verschiebung könnte politisch nachvollzogen werden. Staatssekretärin Elisabeth Zehetner stellte am 13. August 2026 in Aussicht, dass es für Photovoltaikanlagen künftig gar keine Förderung mehr geben könnte und stattdessen Speicher gefördert würden.
Die Industrieseite hat sich teilweise erholt
Der Wechselrichterhersteller Fronius verbuchte im Geschäftsjahr 2024 laut Firmenbuch einen Verlust von 115 Millionen Euro und baute in zwei Schritten rund 1.000 Stellen ab. 2025 schrieb das Unternehmen bei 1,1 Milliarden Euro Umsatz wieder Gewinn und beschäftigt heute 6.500 Menschen, davon 4.300 in Österreich. Der Großhändler suntastic.solar mit zuletzt 125 Millionen Euro Umsatz durchlief ab Juni 2024 ein Sanierungsverfahren.
Die Lektion für Investoren betrifft nicht die Technik. Kein Marktvolumen schützt vor regulatorischer Instabilität — und nachträgliche Eingriffe treffen Modelle ohne vertragliche Absicherung härter als solche mit langfristigen Abnahmeverträgen.
Quellen dieses Abschnitts (Stand August 2026): E-Control; PV&B Austria; BGBl. I Nr. 7/2025; ORF Oberösterreich (30.04.2026).
6. Was alle vier Märkte teilen: der Netzanschluss
Über alle vier Märkte hinweg ist nicht die Erzeugung von Solarenergie der Engpass, sondern die Aufnahme. Eine Studie von Ember beziffert die durch Netzengpässe blockierten geplanten Erneuerbaren-Projekte in der EU auf rund 120 Gigawatt. Diese Leistung ist geplant, genehmigt oder beantragt — und wartet auf Netz.
In Deutschland stieg das Redispatch-Volumen aus Photovoltaik 2025 auf 2.704 Gigawattstunden — 94 Prozent mehr als im Vorjahr. Über alle erneuerbaren Erzeuger hinweg lag das Redispatch-Volumen bei 9.379 Gigawattstunden. Die Abregelung erneuerbarer Erzeugung entsprach 2025 rund 3,5 Prozent der Erzeugung aus erneuerbaren Energien. Bemerkenswert ist die Verlagerung der Ursache: 35 Prozent der Engpässe entstanden 2025 im Verteilnetz, nach 26 Prozent im Vorjahr. Die Entschädigungen an Betreiber erneuerbarer Anlagen sanken auf 433 Millionen Euro, die Gesamtkosten des Redispatch stiegen auf 3.071 Millionen Euro.
Für die Kalkulation heißt das zweierlei. Abgeregelte Kilowattstunden mindern den Ertrag unmittelbar. Ein Entschädigungsanspruch besteht nach Paragraf 13a Absatz 2 Energiewirtschaftsgesetz, greift aber nicht in jedem Fall — bei negativen Preisen entfällt die Vergütung nach Paragraf 51 Erneuerbare-Energien-Gesetz ohnehin. Wer Freiflächenprojekte ohne Speicher rechnet, sollte den Curtailment-Ansatz explizit ausweisen statt ihn im Performance-Ratio zu verstecken.
Der zweite gemeinsame Nenner sind negative Preise. In Deutschland waren die Börsenpreise 2025 in 573 Stunden negativ; im ersten Halbjahr 2026 zählte SMARD 1.178 negative Viertelstunden, was rund 295 Stundenäquivalenten entspricht. Der Vergleich mit den Vorjahren ist allerdings nur eingeschränkt möglich, weil der Day-Ahead-Markt seit Oktober 2025 viertelstündlich handelt. Der tiefste Wert des Jahres 2025 lag bei minus 250,32 Euro je Megawattstunde am 11. Mai zwischen 13 und 14 Uhr — also zur Mittagsspitze.
Im europäischen Vergleich zeigt sich das Muster in allen Netzen — und den Höchstwert 2025 erreichte nicht ein Land, sondern eine Gebotszone: das nordschwedische SE2 mit rund 679 Stunden (Montel). Es folgen die Niederlande mit 584 und Deutschland mit 576 Stunden, Spanien liegt bei rund 555, Belgien bei 519 und Frankreich bei 513 (pv magazine, Auswertung von ENTSO-E-Day-Ahead-Daten). Diese Reihe zählt nur negative Preise; die 798 spanischen Stunden aus dem vorigen Kapitel schließen Stunden mit einem Preis von exakt null ein und sind ein Jahreswert. Die Reihe ist eine Zehnmonatsauswertung von Januar bis Oktober 2025; der SE2-Wert stammt dagegen von Montel und ist ein Jahreswert für die Gebotszone. Beide sind deshalb nicht ineinander umzurechnen — die Rangfolge ist die Aussage, nicht die Höhe. In Deutschland, den Niederlanden und Belgien kamen im November und Dezember 2025 keine negativen Stunden mehr hinzu; in Frankreich waren es zwei Viertelstunden zu je minus einem Cent je Megawattstunde (energy-charts auf Basis der SMARD-Daten, Abruf 20. August 2026).
Die Bundesnetzagentur weist für Deutschland 573 Stunden aus. Die Differenz von drei Stunden ist kein Widerspruch, sondern eine Folge der Umstellung des Day-Ahead-Marktes auf Viertelstunden zum 1. Oktober 2025: Je nachdem, ob man Viertelstunden dauergewichtet aufsummiert oder eine Stunde bereits dann zählt, wenn ihr Mittelwert negativ ist, verschiebt sich das Ergebnis. Wer Märkte vergleicht, muss innerhalb einer Reihe bleiben — und die Gebotszone mitnennen.
Quellen dieses Abschnitts (Stand August 2026): Ember, Crossed Wires (04/2026); SMARD (30.03.2026 und 03.08.2026); Bundesnetzagentur (05.01.2026); pv magazine (31.10.2025); Montel (30.12.2025).
7. Drei Investment-Thesen für 2026
Die Rendite europäischer Solarprojekte hängt 2026 weniger an der Einstrahlung als an drei Entscheidungen: Land, Segment und Zeitpunkt. Alle drei lassen sich an belegten Marktdaten festmachen, und alle drei verschieben sich derzeit schneller als die Laufzeit eines Projekts. Die folgenden Thesen ordnen die belegten Marktdaten zu Investitionsperspektiven.
These 1: Italien — Erlösqualität kaufen, Netzanschluss prüfen
Italien kombiniert den höchsten der drei von Modo Energy erfassten Capture Prices mit einem auktionsbasierten Absicherungsmechanismus. Der Engpass liegt nicht im Markt, sondern in der Warteschlange: 144 Gigawatt Anschlussanfragen stehen 47,30 Gigawatt installierter Leistung gegenüber, und nur 9,34 Gigawatt sind baureif.
Praktische Folge: Der Wert eines italienischen Projekts entsteht im Genehmigungs- und Anschlussstatus, nicht in der Modulwahl. Ein Vorhaben mit Anschlusszusage ist eine andere Anlageklasse als eines ohne. Und der Capture-Vorteil ist teilweise gaspreisgetrieben, gehört also mit einem Abschlag in die Langfristannahme.
These 2: Spanien — Margengeschäft statt Megawattjagd
In Spanien ist der Einstiegspreis auf ein historisch niedriges Niveau gefallen, der Marktpreis für eingespeisten Strom allerdings ebenso. Beides zusammen verschiebt die Logik: Nicht der Export entscheidet über die Rendite, sondern der vermiedene Strombezug.
Das Industriesegment im Eigenverbrauch ist 2025 als einziges nicht geschrumpft. Mit Bezugspreisen zwischen 11,91 und 16,18 Cent je Kilowattstunde und einer Amortisation von fünf bis sechs Jahren für eine 180-Kilowatt-Industrieanlage rechnet sich die Auslegung auf maximalen Eigenverbrauch — vorausgesetzt, das Lastprofil trägt sie. Wer auf Überschusserlöse kalkuliert, kalkuliert gegen eine Capture Rate, die im Februar 2026 auf 9,4 Prozent fiel und die Kpler für August bis Dezember 2026 im Mittel bei rund 50 Prozent erwartet (Stand 10. Juli 2026).
These 3: Deutschland — 2026 könnte das letzte Jahr der gesetzlich gesicherten Marktprämie sein
Wer eine Anlage in Deutschland noch 2026 in Betrieb nimmt, fällt nach dem Regierungsentwurf unter den Bestandsschutz und behält die zwanzigjährige einseitige Marktprämie. Ab 2027 wäre die Direktvermarktung der Regelfall. Solange der Entwurf das parlamentarische Verfahren nicht durchlaufen hat, ist beides eine Planungsannahme, keine Rechtslage.
Ergänzend entstehen aus der Kombination mit Speichern mehrere Ergebnisbeiträge nebeneinander: Marktprämie, Regelenergie und Handel auf Preisdifferenzen auf der Erlösseite, die Netzentgeltbefreiung nach Paragraf 118 Absatz 6 Energiewirtschaftsgesetz auf der Kostenseite. Die Bundesnetzagentur darf von dieser Befreiung abweichen, ausdrücklich auch zum zeitlichen Anwendungsbereich, und hat die Vollbefreiung im laufenden Festlegungsverfahren in Frage gestellt. Die Vermarktungsseite ist damit der eigentliche Hebel, nicht die Anlagentechnik.
Der aktuelle Preisrahmen: Die Freiflächenausschreibung zum Gebotstermin 1. Juli 2026 ergab einen mengengewichteten Durchschnitt von 4,79 Cent je Kilowattstunde bei 261 Zuschlägen und einer Deckungsrate von 148,5 Prozent. Im zweiten Segment für Gebäudeanlagen war der Termin 1. Juni 2026 mit 80,4 Prozent zum zweiten Mal in Folge unterzeichnet; bezuschlagt wurden 108 Gebote über 208.572 Kilowatt zu durchschnittlich 9,72 Cent je Kilowattstunde.
Quellen dieses Abschnitts (Stand August 2026): Bundesnetzagentur; Terna; Modo Energy; Eurostat; APPA Renovables.
8. Fünf Risiken, die jeder Investor kennen sollte
Die fünf folgenden Risiken sind in allen vier betrachteten Märkten wirksam, unterscheiden sich aber deutlich in Ausprägung und Absicherbarkeit. Sie sind kein Argument gegen ein Investment in Photovoltaik, sondern die Punkte, an denen eine belastbare Due Diligence ansetzen sollte — und die Stellen, an denen sich Projekte in der Bewertung unterscheiden.
Risiko 1: Regulatorik — schneller als die Projektlaufzeit
Österreichs vorgezogene Streichung der Mehrwertsteuerbefreiung, das Auslaufen der italienischen Dachförderung, Deutschlands geplanter Wechsel zur Direktvermarktung: zwei vollzogene Eingriffe und ein Regierungsentwurf, alle drei binnen anderthalb Jahren. Absicherung heißt hier konkret: langfristige Abnahmeverträge, auktionsbasierte Vergütung statt frei verhandelter Marktprämie, und Förderzusagen vor der Investitionsentscheidung statt danach.
Auf EU-Ebene wirkt der Net-Zero Industry Act in dieselbe Richtung. Die Durchführungsverordnung (EU) 2025/1176 gilt seit dem 30. Dezember 2025 und verpflichtet die Mitgliedstaaten, bei mindestens 30 Prozent des jährlich ausgeschriebenen Volumens oder mindestens sechs Gigawatt jährlich Nicht-Preis-Kriterien anzuwenden, die 15 bis 30 Prozent der Bewertung ausmachen. Dass die Kommission am 22. Juli 2026 Anwendungsleitlinien nachgeschoben hat, deutet auf eine uneinheitliche nationale Umsetzung hin.
Risiko 2: Netzanschluss und Abregelung
Das größte systemische Risiko ist in Abschnitt 6 beschrieben. Für die Bewertung eines konkreten Projekts zählt weniger die nationale Statistik als der Anschlusspunkt: Netzebene, Zusagestatus, regionale Engpasslage und die Frage, ob Abregelung entschädigt wird oder nicht.
Risiko 3: Lieferkette und Herstellerbasis
Nach Einschätzung der Internationalen Energieagentur liegt Chinas Anteil in allen Fertigungsstufen über 80 Prozent, bei Polysilizium, Ingots und Wafern nahe 95 Prozent. Fraunhofer ISE beziffert den Anteil asiatischer Fertigung an den 2025 weltweit installierten Solarmodulen und Komponenten auf rund 96 Prozent. Chinesische Produzenten stellen davon den weit überwiegenden Teil.
Die europäische Gegenbewegung ist bislang klein. Nach Erhebung von Fraunhofer ISE liegt die europäische Fertigungskapazität unter 10 Gigawatt-Peak jährlich: Fast alle Modulhersteller bleiben unter einem Gigawatt-Peak, die Zellkapazität liegt unter fünf Gigawatt-Peak, eine aktive Ingot- und Waferproduktion gibt es nicht mehr, und Polysilizium stellt nur ein einziger Hersteller her. Das Ziel des Net-Zero Industry Act lautet 30 Gigawatt bis 2030.
Diese Abhängigkeit ist für Investoren kein abstraktes Industriethema. Sie bestimmt, wie belastbar Garantien sind, wie stabil Preise kalkuliert werden können und wie stark europäische Politik in die Beschaffung eingreifen kann.
Entsprechend hält die Konsolidierung unter den europäischen Solarherstellern an: Meyer Burger gab die Modulfertigung in Freiberg auf und wurde per 14. Januar 2026 von der Schweizer Börse dekotiert; drei Konzerngesellschaften schlossen ihr US-Insolvenzverfahren am 29. Juni 2026 ab. Solarwatt stellte im August 2024 die Modulfertigung im Dresdner Werk mit 300 Megawatt Jahreskapazität ein; der Standort blieb mit Laboren und Entwicklung erhalten, die Module kommen seither von Auftragsfertigern in Asien. Der Bitburger Hersteller Soluxtec, nach ISE-Zählung mit 1.200 Megawatt der größte deutsche Modulkapazitätsstandort, stellte am 29. April 2026 Insolvenzantrag; 70 Beschäftigte sind betroffen.
Für die Solarbranche in Europa ist das eine Zäsur mit zwei Gründen: der anhaltende Preisverfall bei importierten Solarmodulen und die fehlende Größe der eigenen Produktion. Ein europäischer Solarhersteller konkurriert gegen Skaleneffekte, die er selbst nicht erreichen kann. Subventionen haben daran bislang wenig geändert.
Für Investoren ist die praktische Folge nicht die Modulverfügbarkeit, sondern die Garantiefähigkeit: Eine 25-Jahres-Leistungsgarantie ist nur so belastbar wie der Garantiegeber.
Risiko 4: Modulpreise sind kein Renditehebel mehr
Die Modulpreise sind 2026 in zwei Phasen verlaufen: Anstieg von Januar bis April, seit Juli 2026 gestoppt, bei zuletzt leicht fallender Tendenz für TOPCon-Module. Die häufig genannte Ursache — der Wegfall des chinesischen Exportsteuerrabatts zum 1. April 2026 — trägt nach Einschätzung der Marktbeobachter nicht: Der Wegfall war eingepreist, und die Polysiliziumpreise fielen gegenläufig. Treiber waren Produktionskürzungen in China. Die Entwicklung im Einzelnen behandelt unser Beitrag zur PV-Preisentwicklung 2026.
Für die Rendite eines gewerblichen Projekts ist der Modulpreis inzwischen eine untergeordnete Größe. Erlösseite und Kapitalkosten bewegen die interne Verzinsung deutlich stärker.
Risiko 5: Erlösrisiko — und was Speicher daran ändern
Der Jahresmarktwert Solar lag in Deutschland 2025 bei 4,508 Cent je Kilowattstunde. Anlagen ohne Speicher und ohne vertragliche Absicherung tragen die Preisentwicklung vollständig.
Der europäische Speichermarkt wächst entsprechend schnell. In der EU-27 wurden 2025 27,1 Gigawattstunden neu installiert, 45 Prozent mehr als im Vorjahr; kumuliert sind es 77,3 Gigawattstunden, und erstmals entfielen 55 Prozent des Zubaus auf Großspeicher. Für Europa einschließlich Vereinigtem Königreich, Schweiz, Ukraine und Türkei nennt SolarPower Europe 36 Gigawattstunden Zubau und einen Bestand von über 100 Gigawattstunden, für 2026 werden über 50 Gigawattstunden erwartet.
Zwei Einschränkungen gehören dazu. Erstens komprimiert wachsende Speicherkapazität die Handelsmargen, aus denen sie sich refinanziert. Zweitens sind Angaben in Gigawatt und Gigawattstunden nicht dasselbe und dürfen nicht nebeneinandergestellt werden. Grundlagen und Erlösmodelle behandelt unser Leitfaden zum Batteriespeicher-Investment.
Quellen dieses Abschnitts (Stand August 2026): Internationale Energieagentur; Fraunhofer ISE (15.07.2026); SolarPower Europe (28.01. und 23.06.2026); Europäische Kommission (22.07.2026); netztransparenz.de.
Fazit: Im Schisma gewinnt, wer die Bezugsgröße kennt
Das Europa Solar Schisma verläuft entlang zweier Linien. Die eine trennt Segmente: Solarenergie wächst in Solarparks, bricht auf Wohndächern ein und liegt bei gewerblichen Dachanlagen dazwischen. Die andere trennt Märkte: Erlösqualität und Zubaudynamik fallen auseinander — Italien erzielt unter den drei erfassten Märkten den höchsten Erlös je Kilowattstunde und verliert Marktanteile, Spanien baut viel zu und erzielt den niedrigsten.
Drei Punkte bleiben für Kapitalgeber:
- Der Marktkontext schlägt die Einstrahlung. Spaniens Sonne ist Italiens Gaspreisboden wirtschaftlich unterlegen, solange dort im März 2026 ein Capture Price von 13,51 Euro je Megawattstunde steht und in Italien einer von 124,72 Euro.
- Der Netzanschluss ist die knappe Ressource, nicht das Kapital und nicht die Technik. In Italien wartet rund das Dreifache des installierten Bestands auf einen Anschluss; in der EU sind rund 120 Gigawatt geplanter Projekte durch Netzengpässe blockiert.
- Zeitfenster schließen sich unterschiedlich schnell. In Deutschland endet mit dem Jahr 2026 die gesetzlich gesicherte Vergütung für Neuanlagen, sofern der Regierungsentwurf das Verfahren übersteht. In Spanien hat sich der Projekteinstiegspreis binnen zwei Jahren gedrittelt und gab zuletzt weiter nach.
Wer wissen möchte, wie ein strukturiertes PV-Investment mit gesicherter Finanzierung und langfristiger Ertragsbeteiligung aussieht, findet die Grundlagen auf unserer Seite zum Photovoltaik-Investment.
Wir rechnen Ihre Länderauswahl durch
Welcher Markt und welches Segment zu Ihrem Kapitalprofil passen, hängt an Ihren konkreten Zahlen. Logic Energy projektiert, baut und betreibt Photovoltaikanlagen für Investoren ab 100.000 Euro Eigenkapital. Vertragspartner für PV-Direktinvestments ist die mediplan Helm e.K. mit persönlicher Inhaberhaftung.
Häufige Fragen zum europäischen Solarmarkt
Was bedeutet die Capture Rate bei Photovoltaik?
Die Capture Rate gibt an, welchen Anteil des durchschnittlichen Spotpreises eine Solaranlage tatsächlich erzielt. Sie fällt, wenn viele Anlagen gleichzeitig einspeisen und den Preis drücken. In Spanien fiel sie im Februar 2026 auf 9,4 Prozent, nach 72,3 Prozent zwölf Monate zuvor (Modo Energy).
Ist der europäische Solarmarkt 2025 geschrumpft?
Nur geringfügig: von 65,6 auf 65,1 Gigawatt, ein Minus von 0,7 Prozent und der erste Rückgang seit 2016. Aussagekräftiger ist die Verschiebung innerhalb dieser Zahl — Solarparks stellen erstmals über die Hälfte des Zubaus, Wohndachanlagen nur noch 14 Prozent.
Warum liefert Italien höhere Erlöse als Spanien?
Als Erklärung gilt, dass Gaskraftwerke in Italien häufig den Börsenpreis setzen und damit einen Preisboden bilden; einen Anteilswert führen wir dazu nicht. Der Capture Price lag im März 2026 bei 124,72 Euro je Megawattstunde gegenüber 13,51 Euro in Spanien (Modo Energy). Der Vorteil ist teilweise gaspreisgetrieben und kann erodieren.
Was ändert sich in Deutschland ab 2027?
Nach dem Regierungsentwurf vom 29. Juli 2026 entfällt die feste Einspeisevergütung für Neuanlagen; vorgesehen sind Direktvermarktungspflicht und Contracts for Difference. Rechtskräftig ist das nicht: Die Entwürfe liegen im ersten Durchgang beim Bundesrat und sind im Bundestag noch nicht eingebracht.
Wie groß ist der Netzanschluss-Engpass in Italien?
Zum 31. März 2026 lagen bei Terna 3.670 Anschlussanfragen für Photovoltaik über 144 Gigawatt vor; installiert waren Ende Juli 2026 47,30 Gigawatt. Baureif waren 210 Vorgänge mit 9,34 Gigawatt. Ein Projekt ohne Anschlusszusage ist damit vor allem eine Option.
Lohnt sich Eigenverbrauch in Spanien noch?
Für Industriebetriebe ja: Das Industriesegment wuchs 2025 als einziges leicht. Bei Bezugspreisen zwischen 11,91 und 16,18 Cent je Kilowattstunde nennt der Verband APPA für eine 180-Kilowatt-Anlage fünf bis sechs Jahre Amortisation. Einen regulierten Vergütungssatz für Überschussstrom gibt es nicht; die vereinfachte Verrechnung bis 100 Kilowatt senkt nur die Bezugsrechnung.
Ab welcher Summe ist ein PV-Direktinvestment möglich?
Logic Energy arbeitet mit Kapitalgebern ab 100.000 Euro Eigenkapital. Der Investor erwirbt Anlagenkomponenten und erhält eine langfristige Ertragsbeteiligung; Betrieb, Wartung und Vermarktung verbleiben beim Betreiber. Laufzeiten liegen zwischen 20 und 40 Jahren.
Quellenangaben
- SolarPower Europe — EU Solar Market Outlook 2025-2030, Pressemitteilung vom 11.12.2025
- SolarPower Europe — EU Battery Storage Market Review 2025, Pressemitteilung vom 28.01.2026
- SolarPower Europe — European Battery Market Outlook 2026-2030, Pressemitteilung vom 23.06.2026
- Statistisches Bundesamt — Pressemitteilung Nr. 073 vom 06.03.2026, Stromerzeugung 2025
- Fraunhofer ISE — Öffentliche Stromerzeugung 2025: Wind und Solar erstmals als Doppelspitze
- Fraunhofer ISE — Photovoltaics Report, Fassung vom 14.07.2026
- Fraunhofer ISE — Presseinformation Jahreszahlen 2025 vom 26.01.2026
- BSW-Solar — 128-Gigawatt-Meilenstein, Auswertung des Marktstammdatenregisters vom 20.08.2026
- BSW-Solar — Halbjahresbilanz 2026 vom 14.07.2026 und Speicherbilanz vom 23.06.2026
- Bundesnetzagentur / SMARD — Daten zum Strommarkt 2025, Pressemitteilung vom 05.01.2026
- SMARD — Redispatch-Maßnahmenvolumen im Gesamtjahr 2025, Fachartikel vom 30.03.2026
- SMARD — Quartalsbericht Q2 2026, Fachartikel vom 03.08.2026
- Bundesnetzagentur — Ausschreibungen Solaranlagen Segment 1, Gebotstermin 01.07.2026
- Bundesnetzagentur — Ausschreibungen Solaranlagen Segment 2, Gebotstermine 01.02.2026 und 01.06.2026
- netztransparenz.de — Marktwertübersicht, Jahresmarktwert Solar 2025
- Bundesregierung — Kabinettsbeschluss EEG-Novelle und Netzpaket vom 29.07.2026
- Bundesministerium für Wirtschaft und Energie — Pressemitteilung vom 29.07.2026
- Bundesrat — Drucksachen 470/26 und 471/26
- Europäische Kommission — Beihilfeentscheidung SA.102084 zum EEG 2023 vom 21.12.2022
- Europäische Kommission — Leitlinien zu den Nicht-Preis-Kriterien nach dem Net-Zero Industry Act vom 22.07.2026
- Terna — Pressemitteilung zu den Stromverbräuchen im Juli 2026
- Terna — Portale Econnextion, Stand 31.03.2026 und 31.05.2026
- Gesetz Nr. 49/2026 vom 10.04.2026 zur Umwandlung des Gesetzesdekrets 21/2026 (Decreto Bollette)
- ARERA — Beschluss 98/2026/R/com vom 30.03.2026
- Modo Energy — European solar capture rates, März 2026 (16.04.2026) und Februar 2026 (26.03.2026)
- Modo Energy — Spain solar forecast update, Juli 2026
- Red Eléctrica — Informe resumen energías renovables 2025 und Systemberichte
- Montel — European electricity market summary Q1 2026
- Montel — Sweden tops 2025's most negative power price hours in Europe, 30.12.2025
- pv magazine — Strommarkt-Analyse: Deutschland im Oktober an der Spitze mit negativen Börsenstrompreisen, 31.10.2025
- Kpler — Europe's solar capture rates hit record lows as market divergence widens, 10.07.2026
- Bundesgesetzblatt Österreich — Budgetsanierungsmaßnahmengesetz 2025, BGBl. I Nr. 7/2025
- UNEF — Autoconsumo-Bilanz 2025 vom 29.01.2026
- APPA Renovables — Informe Anual Autoconsumo 2025 vom 17.02.2026
- Eurostat — Strompreise für Nicht-Haushaltskunden, nrg_pc_205, zweites Halbjahr 2025
- MITECO — Nationaler Energie- und Klimaplan 2023-2030, Fassung vom 24.09.2024
- IDAE — Programm RENOINN 2, Resolución Definitiva vom 28.07.2026
- Boletín Oficial del Estado — Königliches Gesetzesdekret 7/2026 vom 20.03.2026 und Königliches Dekret 244/2019
- E-Control — Erhebung Netzanschluss, Bericht zum Berichtsjahr 2025 und Quartalsbericht Q1 2026
- PV&B Austria — Factsheet Photovoltaik 2025 in Zahlen und Meldung vom 14.08.2026
- ORF Oberösterreich — Bericht zur Fronius-Jahresbilanz vom 30.04.2026
- Ember — Crossed Wires, Netzkapazität in der EU, April 2026
- Ember — European Electricity Review 2026 und Monatsdatensatz
- Internationale Energieagentur — Solar PV Global Supply Chains
- nTeaser, veröffentlicht über ION Analytics — Preisentwicklung spanischer Ready-to-Build-Projekte, Juni 2026
Wichtiger Hinweis: Dieser Beitrag dient ausschließlich der allgemeinen Information und stellt keine Anlage-, Steuer- oder Rechtsberatung dar. Angaben zu Rendite, Ertrag, Erlösen, Pacht und Kosten sind Beispielrechnungen oder Marktbeobachtungen zum genannten Stand und keine Zusage künftiger Ergebnisse; die tatsächlich erzielbaren Werte hängen von Standort, Anlagenauslegung, Vertragsgestaltung und Marktentwicklung ab. Die dargestellte Rechtslage gibt den Stand zum genannten Datum wieder. Soweit auf Entwürfe Bezug genommen wird, handelt es sich nicht um geltendes Recht; Änderungen im weiteren Verfahren sind möglich. Für Ihre individuelle Situation wenden Sie sich an einen zugelassenen Steuerberater, Rechtsanwalt oder Anlageberater. Alle Angaben ohne Gewähr. Stand: 20. August 2026.
Marktdaten von Modo Energy, Montel, nTeaser und ION Analytics sind Erhebungen und Modellrechnungen privater Marktanbieter, keine amtliche Statistik; sie sind jeweils mit Anbieter und Stichtag gekennzeichnet. Die Netzentgeltbefreiung nach § 118 Absatz 6 Energiewirtschaftsgesetz steht unter dem Vorbehalt abweichender Festlegungen der Bundesnetzagentur und ist keine gesicherte Kalkulationsgrundlage über die volle Laufzeit.
