Photovoltaik Braunkohle 2025: Wie Solar erstmals Braunkohle und Erdgas überholt
Excerpt
2025 hat Photovoltaik in Deutschland erstmals die Braunkohle bei der Nettostromerzeugung überholt – mit 87–90 TWh gegenüber 67 TWh Braunkohle und einem Strommix-Anteil von rund 18 %. Gleichzeitig knackte der Speichermarkt die 25-GWh-Marke und negative Strompreise erreichten mit 573 Stunden einen neuen Rekord. Was dieser Trendbruch für Investoren in PV-Anlagen konkret bedeutet – dieser Artikel liefert die Zahlen und die Einordnung.
Dieser Artikel richtet sich primär an Investoren, die in PV-Anlagen investieren möchten. Unternehmen, die eine eigene Solaranlage für den Betrieb suchen, finden den passenden Einstieg unter Eigene PV-Anlage für Ihren Betrieb.
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Dieser Artikel analysiert, warum Photovoltaik 2025 erstmals die Braunkohle in der deutschen Stromerzeugung überholt hat – und welche konkreten Chancen sich daraus für Investoren in PV-Anlagen ergeben.
2025 hat Photovoltaik in Deutschland erstmals die Braunkohle bei der Nettostromerzeugung überholt: rund 90 TWh Solar gegenüber nur noch 67 TWh Braunkohle. Der Anteil erneuerbarer Energien am deutschen Strommix erreichte fast 56 % des Stromverbrauchs, und auf EU-Ebene übertraf Wind und Solar zum ersten Mal alle fossilen Energieträger zusammen. Für Investoren bedeutet das: Die Energiewende hat einen Wendepunkt überschritten, der nicht mehr rückgängig zu machen ist – aber der gleichzeitige Rekord bei negativen Strompreisen (573 Stunden) zeigt, wo das nächste Renditepotenzial liegt: im Batteriespeicher.
Inhaltsverzeichnis
Braunkohle fällt auf das Niveau von 1961 – während der PV-Zubau wächst
EU-Perspektive: Anteil erneuerbarer Energien übersteigt erstmals alle Fossilen
573 Stunden mit negativen Strompreisen – Rekord mit Konsequenzen
Speichermarkt: 25 GWh kumuliert, Großspeicher wachsen um 62 %
Drei Treiber: Warum erneuerbaren Energien 2025 das Tempo bestimmten
1. Das Überholmanöver in Zahlen
Photovoltaik überholt 2025 erstmals die Braunkohle bei der Nettostromerzeugung in Deutschland – ein Rekordhoch, das in der deutschen Energiegeschichte einmalig ist. Konkret bedeutet das: Im Jahr 2025 machte Photovoltaik etwa 18 % des deutschen Bruttostromverbrauchs aus und erzeugte rund 87–90 TWh Strom, während Braunkohle auf 67,2 TWh sank. Solar ist damit zum zweitstärksten Energieträger im deutschen Strommix aufgestiegen – hinter Windkraft (ca. 132 TWh), aber klar vor dem langjährigen Platzhirsch Braunkohle.
Die zentralen Zahlen aus der Jahresbilanz der Energy-Charts des Fraunhofer Instituts (Version 9, Stand 28. März 2026, erstellt von Prof. Bruno Burger und Leonhard Gandhi) sowie der Bundesnetzagentur SMARD – die wichtigste Datengrundlage für den deutschen Solarmarkt:
Erzeugung & Wachstum
PV-Erzeugung gesamt 2025: ca. 87–90 TWh (davon ~70–71 TWh ins öffentliche Netz, ~19,8 TWh Eigenverbrauch)
Strommix-Anteil am Bruttostromverbrauch: ~18 %
Wachstum gegenüber 2024: +21 % bzw. +15–16 TWh
Ausbau & Leistung
Installierte PV-Leistung Ende 2025: 116,8 GWp (DC)
Netto-Zubau 2025: 16,2–17,0 GWp
PV-Spitzenwert: 50,4 GW am 20. Juni 2025 um 12:45 Uhr
Tagesrekord: 41,2 % der öffentlichen Tageslast am 21. Juni 2025 durch PV gedeckt
Sonnenjahr 2025
Sonnenscheindauer: 1.945 Stunden (+16 % gegenüber 2024)
Globalstrahlung: 1.187 kWh/m² (+6,6 % gegenüber 2024)
⚠️ Die Zahlen zur installierten Leistung und zum Zubau variieren je nach Quelle leicht (Bundesnetzagentur: 16,4 GW; BSW-Solar: 17,5 GW; BDEW: 17,7 GW), da Nachmeldungen im Marktstammdatenregister zeitverzögert eingehen. Alle Angaben ohne Gewähr. Stand: Februar 2026.
Nachdem die Zahlen das Überholmanöver belegen, betrachten wir nun, wie sich die Braunkohle im historischen Kontext entwickelt hat – und warum dieser Rückgang strukturell ist, nicht konjunkturell.
Strommix Deutschland 2025: Photovoltaik überholt Braunkohle und Erdgas
Der Strommix 2025 zeigt die neue Rangordnung aller Stromerzeugungsquellen im öffentlichen Netz (ca. 419,5 TWh Gesamterzeugung):
Windenergie gesamt: ~132 TWh (ca. 31 % Anteil)
Photovoltaik: ~70–71 TWh (ca. 16–17 %)
Braunkohle: ~67,2 TWh (ca. 16 %)
Erdgas: ~50–52 TWh (ca. 12 %)
Biomasse: ~36 TWh (ca. 9 %)
Steinkohle: ~26,7 TWh (ca. 6 %)
Wasserkraft: ~17 TWh (ca. 4 %)
Anteil erneuerbarer Energien gesamt: ~55,9 %
| Energieträger | Erzeugung (TWh) | Anteil (%) | Veränderung ggü. 2024 |
|---|---|---|---|
| Windenergie (gesamt) | ~132 | ~31 % | –3,2 % |
| Photovoltaik ★ | ~70–71 | ~16–17 % | +21 % |
| Braunkohle | 67,2 | ~16 % | –5,4 % |
| Erdgas | ~50–52 | ~12 % | +6,4 % |
| Biomasse | ~36 | ~9 % | –0,6 % |
| Steinkohle | 26,7 | ~6 % | +3,0 % |
| Wasserkraft | ~17 | ~4 % | rückläufig |
| Erneuerbare gesamt | ~235 | ~55,9 % | +0,4 % |
★ Erstmals vor Braunkohle und Erdgas. Quelle: Fraunhofer ISE Energy-Charts v9 / BNetzA SMARD, Stand März 2026. Öffentliche Nettostromerzeugung ohne Industrieeigenverbrauch.
2. Braunkohle fällt auf das Niveau von 1961 – während der PV-Zubau wächst
Die Nettostromerzeugung aus Braunkohle sank 2025 auf 67,2 TWh – ein Rückgang von 5,4 % gegenüber dem Vorjahr und laut Fraunhofer ISE das niedrigste Niveau seit 1961. Braun- und Steinkohle zusammen fielen auf ein historisches Tief von 95,4 TWh – während die installierte Leistung der Photovoltaik durch kontinuierlichen PV-Zubau auf über 116 GW anwuchs.
Die Gleichung ist klar: Während Braunkohle seit Jahren schrumpft, wächst Photovoltaik kontinuierlich. Der Abstand hat sich in nur fünf Jahren dramatisch verschoben:
Entwicklung PV vs. Braunkohle in Deutschland
2020 – Braunkohle ~90 TWh · PV ~50 TWh → Abstand: 40 TWh zugunsten Braunkohle
2024 – Braunkohle ~71 TWh · PV ~74 TWh (Bruttoerzeugung) → PV holt erstmals auf
2025 – Braunkohle ~67 TWh · PV ~90 TWh → PV überholt um ~23 TWh
Warum Braunkohle und Erdgas strukturell verdrängt werden
Solarstrom wird aufgrund seiner nahezu null Grenzkosten vorrangig ins Netz eingespeist, was unflexible Braunkohlekraftwerke systematisch aus dem Markt drängt – dieses Prinzip heißt Merit-Order-Effekt. Braunkohle und Erdgas haben dort gegenüber Solaranlagen einen strukturellen Kostennachteil: Solaranlagen bieten bei ihrer Solarstromerzeugung mit Gestehungskosten nahe null immer zuerst an; Kraftwerke mit hohen variablen Kosten werden in modernen Energiesystemen damit zunehmend strukturell verdrängt. Hinzu kommt ein erster Faktor: Sinkende Stromnachfrage in schwer elektrifizierten Industrien verstärkt den Verdrängungseffekt zusätzlich.
⚠️ Historische Vergleichswerte zur Braunkohle-Erzeugung stammen aus der Energy-Charts Jahresbilanz des Fraunhofer Instituts 2025. Alle Angaben ohne Gewähr. Stand: März 2026.
Was im Inland gilt, spiegelt sich noch deutlicher im gesamteuropäischen Bild – das der nächste Abschnitt zeigt.
3. EU-Perspektive: Anteil erneuerbarer Energien übersteigt erstmals alle Fossilen
Auf EU-Ebene übertraf Solarenergie die Kohle 2025 nicht nur – Windkraft und Solar zusammen erzeugten erstmals mehr Strom als alle fossilen Energieträger kombiniert. Laut dem Ember European Electricity Review 2026 erreichte die Solarstromerzeugung in der EU-27 insgesamt 369 TWh (+20 %), während Kohle auf ein historisches Tief von 257 TWh fiel.
Die Schlüsselzahlen für den europäischen Markt:
EU-Solar 2025: 369 TWh (+62 TWh gegenüber 2024, +20 %)
EU-Kohle 2025: 257 TWh (historisches Tief, –4,5 % gegenüber 2024)
Wind + Solar zusammen: 30,1 % (841 TWh) – erstmals mehr als alle Fossilen (29,0 %, 809 TWh)
Kohle-Konzentration: Deutschland (103 TWh) und Polen (87 TWh) erzeugen gemeinsam 74 % aller EU-Kohlestrom
19 von 27 EU-Ländern haben einen Kohle-Anteil von null oder unter 5 %
Das Europa Solar Schisma – die wachsende Kluft zwischen solarkompetenten und kohleabhängigen EU-Ländern – verschärft sich damit weiter. Für deutsche PV-Investoren ist das ein Standortvorteil: Deutschland hat trotz des Braunkohle-Rückgangs eine funktionierende Projektierungs-, Bau- und Betriebsinfrastruktur für Großanlagen, die andere Märkte erst aufbauen müssen.
Der europäische Vorsprung bringt jedoch einen systemischen Nebeneffekt mit sich: Je mehr Solarstrom ins Netz fließt, desto häufiger fallen die Strompreise ins Negative – wie der folgende Abschnitt zeigt.
4. 573 Stunden mit negativen Strompreisen – Rekord mit Konsequenzen
Deutschland verzeichnete 2025 rund 573 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen – ein Anstieg von ca. 25 % gegenüber dem bisherigen Rekord von 457 Stunden im Jahr 2024. Das klingt zunächst wie eine Bedrohung für PV-Investoren, ist aber vor allem ein Signal: Der Markt braucht Flexibilität, und wer sie liefern kann, profitiert.
Die wichtigsten Fakten:
Negative Preisstunden 2025: 573 Stunden (BHKW-Infozentrum, EPEX Spot, Stand 11. März 2026)
Negative Tage 2025: 110 Tage – an jedem dritten Tag des Jahres gab es negative Preise
Tiefster Preis: –250,32 €/MWh am 11. Mai 2025 um 13 Uhr
Rekordmonat: Juni 2025 mit 141 negativen Stunden an 23 Tagen
PV-Anteil: ~16 % des gesamten deutschen Solarstroms 2025 wurde in Stunden negativer Preise erzeugt
Zeitreihe: Von 69 negativen Stunden (2022) auf 573 Stunden (2025) – +730 % in drei Jahren
Das Solarspitzengesetz, in Kraft seit 25. Februar 2025, reagiert auf diese Entwicklung mit zwei Kernelementen: Bei negativen Preisen entfällt die EEG-Einspeisevergütung für Neuanlagen ab 2 kWp bereits ab der ersten negativen Viertelstunde (vorher: erst nach mehreren aufeinanderfolgenden negativen Stunden). Zusätzlich gilt seit dem 25. Februar 2025: Neue PV-Anlagen ohne intelligente Steuerbox (Smart Meter Gateway) dürfen maximal 60 % ihrer Nennleistung ins Netz einspeisen (§ 9 Abs. 2 EEG n.F.) – ein direkter Anreiz zur Eigenverbrauchsoptimierung oder Speicherintegration. Als Ausgleich verlängert § 51a EEG den Förderzeitraum um die ausgefallenen Vergütungsstunden – die Fördermenge bleibt also erhalten, nur der Zeitpunkt verschiebt sich.
Was das für Investoren bedeutet, erklärt unser Artikel zur Direktvermarktung von PV-Strom und aktuellen Marktpreisen im Detail: Der Marktwert Solar lag 2025 im Jahresdurchschnitt bei nur 4,508 ct/kWh – weit unter dem Spotmarktdurchschnitt von 8,93 ct/kWh. Wer ohne Batteriespeicher oder Direktvermarktungsstrategie investiert, verschenkt systematisch Renditepotenzial.
⚠️ Daten zu negativen Preisstunden variieren je nach Quelle und Zählmethode (Stundenwerte vs. Viertelstundenwerte nach Oktober 2025). Die genannten Werte stammen aus BHKW-Infozentrum (EPEX Spot), Bundesnetzagentur SMARD und pv magazine. Alle Angaben ohne Gewähr. Stand: März 2026.
5. Speichermarkt: 25 GWh kumuliert, Großspeicher wachsen um 62 %
Ende 2025 waren in Deutschland PV-Systeme mit Batteriespeichern kumuliert auf rund 25 GWh Kapazität installiert – verteilt auf ca. 2,2 Millionen Systeme. Laut BSW Solar hat sich die Kapazität binnen vier Jahren verfünffacht. Das dynamischste Segment: Großspeicher über 1 MW wuchsen 2025 mit einem Ausbautempo von +62 % bei der Kapazität.
Die Detailzahlen zum deutschen Speichermarkt Ende 2025:
Bestand & Kapazität
Kumulierte Batteriekapazität: 25–25,5 GWh (+Verfünffachung in 4 Jahren, BSW Solar)
davon Heimspeicher: ~21–22 GWh (Großteil der installierten Kapazität, ca. 2,4 Mio. Systeme)
davon Großspeicher (>1 MW): ~3,2–3,7 GWh kumuliert
Kumulierte Batterieleistung: knapp 16 GW
Installierte Systeme gesamt: ca. 2,2–2,4 Millionen
Zubau 2025
Gesamtzubau: 6,5–7,3 GWh
Großspeicher-Zubau (>1 MW): 83 neue Projekte · 667 MW Leistung · 1.244 MWh Kapazität
Großspeicher Kapazitätswachstum: +62 % gegenüber 2024
PV-Heimsegment: Nachfrage –8 %, aber Anlagengröße gestiegen (Ø von 9,3 auf 10,3 kWh)
Pipeline & Ausblick
Geplante Großspeicher (MaStR): 460 Projekte mit 4,9 GW / 10,1 GWh
Netzanschlussanfragen bei 4 ÜNB: 650 Anfragen mit rund 226 GW Kapazität
| Kennzahl | Wert 2025 | Veränderung ggü. 2024 |
|---|---|---|
| Kumulierte Kapazität gesamt | 25–25,5 GWh | +Verfünffachung in 4 Jahren |
| davon Heimspeicher | ~21–22 GWh | Nachfrage –8 % |
| davon Großspeicher (>1 MW) | ~3,2–3,7 GWh | +62 % |
| Gesamtzubau 2025 | 6,5–7,3 GWh | +8 % |
| Neue Großspeicher-Projekte | 83 Projekte | 667 MW · 1.244 MWh |
| Pipeline (MaStR, >1 MW) | 460 Projekte | 4,9 GW / 10,1 GWh |
| Ziel 2030 (BSW Solar / Fraunhofer ISE) | 100–104 GWh | 4× aktueller Bestand nötig |
Quellen: BSW Solar (Jan. 2026), pv magazine / RWTH Aachen ISEA (Jan. 2026), Modo Energy (Feb. 2026), Marktstammdatenregister. Alle Angaben ohne Gewähr. Stand: Februar 2026.
Das Zielbild: BSW-Solar fordert eine Vervierfachung auf 100 GWh bis 2030. Das Fraunhofer ISE prognostiziert 104 GWh bis 2030 und 178 GWh bis 2040. Heute sind erst 25 GWh installiert – der Weg dorthin bedeutet strukturelles Wachstum für jeden, der jetzt in Speicher investiert.
Der strategische Kontext: Co-Location-Modelle, also Batteriespeicher direkt neben PV-Anlagen, können den internen Zinsfuß (IRR) eines PV-Projekts laut einem Whitepaper von 8Energies, Enspired und Goldbeck Solar (Februar 2026) um bis zu 29 % steigern. Warum das funktioniert, erklärt unser Artikel zu Batteriespeicher und dynamischen Stromtarifen.
⚠️ Der IRR-Uplift von bis zu 29 % basiert auf dem Co-Location Whitepaper von 8Energies, Enspired und Goldbeck Solar (Solarserver, Februar 2026). Renditeangaben stellen keine Garantie zukünftiger Ergebnisse dar. Alle Angaben ohne Gewähr. Stand: Februar 2026.
6. Drei Treiber: Warum erneuerbaren Energien 2025 das Tempo bestimmten
Der PV-Boom im Jahr 2025 ist kein Zufallsergebnis eines sonnigen Sommers. Drei strukturelle Kräfte treiben diese Entwicklung – und sie verstärken sich gegenseitig: regulatorische Sicherheit, wirtschaftliche Attraktivität und die systemische Notwendigkeit einer Energiewende, die das Netz zunehmend auf flexible Erzeuger angewiesen macht.
Treiber 1: Regulatorische Sicherheit mit 20-jähriger EEG-Vergütung
Das EEG sichert Photovoltaikanlagen bis 750 kWp eine feste Einspeisevergütung über 20 Jahre. Für Freiflächenanlagen gibt es Ausschreibungen mit gesicherten Preisen. Beide Mechanismen schaffen Rahmenbedingungen, die anderen Assetklassen selten zur Verfügung stehen. Selbst das Solarspitzengesetz – das negative Preisstunden aus der Vergütung herausnimmt – lässt die Gesamtfördermenge durch Verlängerung des Förderzeitraums erhalten. Das Photovoltaik-Ausbauziel von 215 GW bis 2030 ist politisch verbindlich verankert. Ergänzend treiben Balkonkraftwerke den Zubau weiter voran: 2025 wurden rund 430.000 neue Balkonsolar-Anlagen installiert, was den Verbraucherzugang zur Solarenergie breit verankert (Bundesnetzagentur, Januar 2026).
Treiber 2: Wirtschaftliche Attraktivität auf dem Höchststand
Die Systemkosten für ebenerdig errichtete Solarparks (Freiflächenanlagen) liegen 2026 bei etwa 450–700 €/kWp, für gewerbliche Dachanlagen bei 950–1.300 €/kWp (Marktdaten Q1 2026). Die Stromgestehungskosten (LCOE) für Freiflächen-PV bewegen sich je nach Standort zwischen 4 und 8 ct/kWh. Die PV-Gesamtleistung in Deutschland übersteigt inzwischen 116 GW – ein Maßstab, der die Industrie auf Skaleneffekte trimmt und Kosten weiter drückt. Mit einer Vergütung von 5,5 ct/kWh (EEG-Satz 40–100 kWp) und gleichzeitig eingesparten Industriestrompreisen von 14–18 ct/kWh bei Eigenverbrauch ist der Business-Case robust, auch ohne Subventionen.
Das Erzeugungswachstum verdeutlicht die Dynamik: Die PV-Gesamtstromerzeugung stieg von 61,2 TWh im Jahr 2023 auf 87,5 TWh im Jahr 2025 – ein Zuwachs von 43 % in nur zwei Jahren (Fraunhofer ISE / UBA, 2026). Gleichzeitig zeigt der Zubau eine strukturelle Verschiebung: 2025 wurden ~17,5 GW neu installiert – ein stabiles, aber im Vergleich zum Rekordjahr 2023 (15,4 GW → 14,9 GW Netto) leicht verlangsamtes Tempo. Das gesetzlich verankerte Ausbauziel bis 2030 erfordert durchschnittlich rund 20 GW jährlich – 2025 wurde dieses Niveau noch nicht erreicht.
⚠️ Angaben zu Systemkosten basieren auf Marktdaten Q1 2026. Erzeugungsdaten: Fraunhofer ISE Energy-Charts v9 (2026) und UBA/AGEE-Stat (März 2026). Alle Angaben ohne Gewähr.
Treiber 3: Systemische Notwendigkeit – das Netz muss PV integrieren
Deutschland braucht PV nicht aus Ideologie, sondern aus Systemzwang. Die Netzentgelt-Reform (AgNes-Verfahren der Bundesnetzagentur, mit Wirkung ab 2029) wird dynamische Tarife einführen, die flexible Erzeuger belohnen. Speicher, die zu negativen Preisen laden und zu Spitzenzeiten entladen, werden Teil der Netzstabilisierung. Die Netzentgelt-Reform und ihre Auswirkungen auf PV-Investoren beschreibt das Zeitfenster, das bis Ende 2028 noch offen ist.
7. Was das für PV-Investoren konkret bedeutet
2025 zeigt, dass der PV-Markt reif ist – und gleichzeitig, wo die nächste Rendite-Verschiebung stattfindet. Verbände wie BSW Solar, der Bundesverband der Solarwirtschaft, und die Branche insgesamt sind sich einig: Der Ausbau beschleunigt sich weiter. Für Investoren ergeben sich vier konkrete Einstiegspunkte.
Einstiegspunkt 1: Freiflächenanlagen
Freiflächenanlagen bieten ab einer Größe von ca. 750 kWp die besten Systemkosten und profitieren von EEG-Ausschreibungen mit gesicherten Vergütungen. Das Risiko liegt in der Flächenbeschaffung und im Netzanschluss – beides ist mit Expertise planbar.
Einstiegspunkt 2: Gewerbliche Dachanlagen
In diesem Photovoltaik-Marktsegment liegt der größte ungenutzte Hebel in Deutschland: Über 90 % der Industriedächer sind noch unbebaut. Dachanlagen bieten hohe Eigenverbrauchsquoten (oft 40–70 %) und damit besonders robuste Cashflows, die weniger von Börsenstrompreisen abhängen.
Einstiegspunkt 3: Agri-PV
Agri-PV kombiniert Solarstromerzeugung mit landwirtschaftlicher Flächennutzung. Der Vorteil: Weniger Flächenkonkurrenz, bessere Genehmigungsgrundlage, in bestimmten Förderprogrammen bevorzugte Behandlung.
Einstiegspunkt 4: Batteriespeicher (Co-Location)
Das Segment mit dem stärksten Wachstum und dem klarsten Systemargument. Wer heute einen Solarpark baut und dabei Batteriespeicher von Anfang an integriert (Co-Location), profitiert von Arbitrage-Erlösen in negativen Preisstunden, potenzieller Momentanreserve-Vermarktung und einem deutlich verbesserten IRR.
Die Kernerfolgsfaktoren bleiben konstant:
Flächenverfügbarkeit: Netzanschluss und Genehmigung entscheiden über Timing und Kosten
Standortqualität: Sonneneinstrahlung und Windverhältnisse in der Region erklären einen erheblichen Teil der Ertragsvariation – eine saubere Erzeugungsstatistik über mehrere Jahre ist Pflicht vor der Investitionsentscheidung
Technische Kompetenz: Fraunhofer ISE dokumentiert, dass Betriebsführungsqualität 15–20 % der Renditevariation erklärt
Langfristperspektive: 20–40 Jahre Laufzeit erfordern Planbarkeit beim Partner
Dieser Artikel dient ausschließlich der allgemeinen Information und stellt keine Anlage-, Steuer- oder Rechtsberatung dar. Renditeangaben basieren auf historischen Werten der Firmengruppe Helm und sind keine Garantie zukünftiger Ergebnisse. Für Ihre individuelle Situation wenden Sie sich an einen zugelassenen Berater. Alle Angaben ohne Gewähr. Stand: Februar 2026.
2025 markiert einen strukturellen Wendepunkt: Photovoltaik ist keine Nischentechnologie mehr, sondern auf Platz zwei der deutschen Stromquellen – und wächst schneller als jeder andere Energieträger. Die Projektpipeline ist gefüllt, die Rahmenbedingungen sind planbar, und das Co-Location-Modell mit Batteriespeichern öffnet eine neue Renditeebene, die 2020 noch nicht existierte. Logic Energy projektiert und baut PV-Anlagen – vom Standort-Screening über die Finanzierungsstruktur bis zur langfristigen Betriebsführung. Wenn Sie wissen möchten, wie sich der Markttrend 2025 in ein konkretes Investment für Sie übersetzen lässt, sprechen Sie uns an – kostenlos und unverbindlich.
FAQ
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2025 hat die Photovoltaik erstmals mehr Strom ins deutsche Netz eingespeist als die Braunkohle. Mit einer Erzeugung von rund 71 Terawattstunden (öffentliches Netz) und einer installierten Leistung von 116,8 Gigawatt ist sie zur zweitgrößten Stromquelle nach der Windkraft aufgestiegen.
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Negative Strompreise entstehen, wenn das Stromangebot die Nachfrage übersteigt – typischerweise an sonnigen oder windreichen Tagen. Für Anlagen mit reiner Marktanbindung können sie die Erlöse schmälern. Anlagen mit hohem Eigenverbrauchsanteil oder Speicherkopplung sind davon weniger betroffen, da sie den Strom selbst nutzen oder zeitversetzt verkaufen können.
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Der Speichermarkt wächst stark. Die installierte Kapazität liegt bei knapp 25 Gigawattstunden, wobei das Großspeicher-Segment 2025 um 60 Prozent gewachsen ist. Bis 2030 wird ein Bedarf von 100 bis 170 Gigawattstunden erwartet – das entspricht einer Vervier- bis Versechsfachung der heutigen Kapazität.
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Die Renditen hängen stark vom Projekttyp, Standort und der gewählten Vermarktungsform ab. Grundsätzlich bieten PV-Investments langfristig planbare Erträge, insbesondere bei Projekten mit EEG-Vergütung oder langfristigen Stromabnahmeverträgen. Die genauen Renditeerwartungen sollten projektspezifisch kalkuliert werden.
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Professionelle Projektentwickler übernehmen die gesamte Wertschöpfungskette: von der Flächenakquise über Genehmigung, Finanzierung und Bau bis zum langfristigen Betrieb. Sie tragen damit auch das Umsetzungsrisiko und haben ein wirtschaftliches Interesse am langfristigen Erfolg der Anlage. Reine Vermittler hingegen verdienen an der Transaktion, nicht am Betriebsergebnis.
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Die typische Laufzeit liegt bei 20 bis 40 Jahren. Die technische Lebensdauer moderner PV-Module beträgt 25 bis 30 Jahre, wobei viele Anlagen auch darüber hinaus wirtschaftlich betrieben werden können. Langfristige Investitionsmodelle spiegeln diese Zeiträume wider.
Quellenangaben
Fraunhofer ISE Energy-Charts – Stromerzeugung in Deutschland im Jahr 2025 (Prof. Dr. Bruno Burger, Leonhard Gandhi), Version 9, 28. März 2026
pv magazine – Sandra Enkhardt – Energy-Charts: Photovoltaik überholt 2025 erstmals Braunkohle bei Nettostromerzeugung, 2. Januar 2026
Bundesnetzagentur – Pressemitteilung: Bundesnetzagentur veröffentlicht Daten zum Strommarkt 2025, Januar 2026
Bundesnetzagentur – Pressemitteilung: Ausbau Erneuerbarer Energien 2025, 8. Januar 2026
BDEW / ZSW – Erneuerbare Energien decken 2025 fast 56 Prozent des Stromverbrauchs, Dezember 2025
Ember – European Electricity Review 2026, 22. Januar 2026
Ember – Wind and solar generated more power than fossil fuels in the EU for the first time in 2025, Januar 2026
BSW-Solar – Batteriespeicherkapazität binnen 4 Jahren verfünffacht, 12. Januar 2026
pv magazine – Weniger neue Batteriespeicher 2025 installiert, aber mit mehr Kapazität, 6. Januar 2026
pv magazine – 6,57 Gigawattstunden Zubau an Batteriespeichern in Deutschland in 2025: 8 Prozent Wachstum, 8. Januar 2026
BHKW-Infozentrum – Negative Strompreise: Fakten und Statistiken, Stand 11. März 2026
pv magazine – Marian Willuhn – Photovoltaik-Erzeugung während negativer Strompreise: An manchen Tagen 90 Prozent, 26. Januar 2026
energiezukunft.eu – Strombörse 2025: Extreme Preisschwankungen am Strommarkt, 6. Januar 2026
Solarserver / 8Energies – Whitepaper: Co-Location mit Batteriespeicher sichert Rentabilität von Solarparks (+29 % IRR), 23. Februar 2026
