2025: Das Jahr, in dem Photovoltaik die Braunkohle überholte
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Die Photovoltaik ist 2025 erstmals zur zweitgrößten Stromquelle Deutschlands aufgestiegen und hat die Braunkohle hinter sich gelassen. Ein historischer Wendepunkt – und ein Signal für alle, die über Investments in erneuerbare Energien nachdenken.
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Die Zahlen des Fraunhofer ISE für 2025 markieren einen historischen Wendepunkt: Photovoltaik hat erstmals mehr Strom ins deutsche Netz eingespeist als Braunkohle. Mit 116,8 Gigawatt installierter Leistung und einer Steigerung der Stromerzeugung um 21 Prozent gegenüber dem Vorjahr ist der PV-Markt in eine neue Phase eingetreten. Parallel dazu wächst der Speichermarkt rasant – allein die Großspeicher-Kapazität stieg um 60 Prozent. Bis 2030 wird ein Speicherbedarf von 100 bis 170 Gigawattstunden erwartet. Für Investoren öffnet sich damit ein Markt, der sowohl von politischen Ausbauverpflichtungen als auch von wirtschaftlichen Fundamentaldaten getragen wird.
Zum Jahreswechsel 2025/2026 veröffentlichte das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme seine Jahresauswertung – und die Zahlen sind eindeutig: Photovoltaik ist bei der Nettostromerzeugung an der Braunkohle vorbeigezogen. Gemeinsam mit der Windkraft bildet sie nun die „Doppelspitze" der deutschen Stromerzeugung.
Die nackten Zahlen: 116,8 Gigawatt PV-Leistung waren Ende 2025 in Deutschland installiert. Der Zubau im vergangenen Jahr betrug 16,2 Gigawatt. Die Gesamterzeugung erreichte etwa 87 Terawattstunden – ein Plus von 21 Prozent gegenüber 2024.
Was bedeutet das? Der Energiemarkt transformiert sich nicht mehr irgendwann in der Zukunft. Er transformiert sich jetzt.
Ein Blick auf die europäische Perspektive
Deutschland ist kein Einzelfall. EU-weit übertraf die Solarstromerzeugung mit 275 Terawattstunden erstmals die Erzeugung aus Braun- und Steinkohlekraftwerken (243 Terawattstunden). In den vergangenen zehn Jahren hat sich die europäische PV-Erzeugung verdreifacht, während die Kohleverstromung um 60 Prozent zurückging.
Diese Entwicklung ist kein kurzfristiger Trend, sondern eine strukturelle Verschiebung. Sie wird getrieben von sinkenden Technologiekosten, politischen Rahmenbedingungen und einer wachsenden Nachfrage nach erneuerbaren Energien von Seiten der Industrie.
Die Kehrseite: Volatile Strompreise
Mit dem Ausbau der Photovoltaik steigt auch die Volatilität am Strommarkt. 2025 verzeichnete einen neuen Rekord: 574,75 Stunden mit negativen Börsenstrompreisen – deutlich mehr als die 459 Stunden im Vorjahr. Auffällig: Diese negativen Phasen dauern oft sechs Stunden und länger.
Für Anlagenbetreiber ohne Flexibilität ist das ein Problem. Für den Markt insgesamt ist es ein Signal: Die Infrastruktur muss sich anpassen. Und genau hier liegt die nächste große Chance.
Der Speichermarkt: Vom Nischenthema zum Wachstumsmotor
Die Antwort auf volatile Strompreise heißt Speicher. Und der Markt reagiert bereits. Nach Daten aus dem Marktstammdatenregister sind große Batteriespeicher mit einer Kapazität von 11,5 Gigawattstunden bereits mit einem geplanten Inbetriebnahmedatum verzeichnet. Die installierte Gesamtkapazität liegt bei knapp 25 Gigawattstunden.
Besonders dynamisch entwickelt sich das Großspeicher-Segment: Die Kapazität stieg 2025 um 60 Prozent – von 2,3 auf 3,7 Gigawattstunden. Das Fraunhofer ISE schätzt den Speicherbedarf bis 2030 auf 100 bis 170 Gigawattstunden. Der Markt steht also noch am Anfang einer erheblichen Wachstumsphase.
Was treibt diese Entwicklung?
Drei Faktoren kommen zusammen:
Erstens: Regulatorische Sicherheit. Die gesetzlichen Ausbauziele sind klar definiert. Bis 2030 sollen 215 Gigawatt Photovoltaik-Leistung in Deutschland installiert sein. Der jährliche Zubau muss dafür auf 22 Gigawatt steigen. Anders als in manchen anderen Branchen gibt es hier einen verbindlichen politischen Fahrplan.
Zweitens: Wirtschaftliche Attraktivität. Die Kombination aus sinkenden Modulpreisen und steigenden Börsenstrompreisen (2025 lag der Durchschnitt bei 86,55 Euro pro Megawattstunde, ein Plus von elf Prozent gegenüber dem Vorjahr) verbessert die Wirtschaftlichkeit von PV-Projekten kontinuierlich.
Drittens: Systemische Notwendigkeit. Mit dem wachsenden Anteil erneuerbarer Energien steigt der Bedarf an Flexibilität. Batteriespeicher sind nicht mehr nur „nice to have", sondern werden zur Grundvoraussetzung für ein funktionierendes Stromsystem.
Wo liegen die Chancen für Investoren?
Der PV-Markt bietet verschiedene Einstiegspunkte mit unterschiedlichen Risiko-Rendite-Profilen:
Freiflächen-Anlagen profitieren von Skaleneffekten und stabilen Erträgen durch EEG-Vergütung oder langfristige Stromabnahmeverträge (PPAs). Sie erfordern allerdings die Verfügbarkeit geeigneter Flächen – ein zunehmend knappes Gut.
Gewerbliche Dachanlagen ermöglichen hohe Eigenverbrauchsquoten und damit eine gewisse Unabhängigkeit von Börsenstrompreisen. Die Herausforderung: Nicht jedes Dach ist tragfähig genug für eine PV-Anlage. Technische Lösungen wie Überbrückungssysteme können hier neue Potenziale erschließen.
Agri-PV kombiniert landwirtschaftliche Nutzung mit Stromerzeugung. Dieses Segment profitiert von vereinfachten Genehmigungsverfahren und bietet Landwirten zusätzliche Einkommensquellen.
Batteriespeicher – als eigenständiges Investment oder in Kombination mit PV-Anlagen (Co-Location) – adressieren die wachsende Nachfrage nach Flexibilität. Die Erlösmöglichkeiten sind vielfältig: von Arbitrage über Regelenergie bis zur Momentanreserve.
Worauf sollte man achten?
Bei aller Dynamik gibt es Faktoren, die über den Erfolg eines Investments entscheiden:
Flächenverfügbarkeit: Geeignete Flächen werden knapper. Projekte mit gesicherter Flächenbasis haben einen strukturellen Vorteil.
Netzanschluss: Die Kapazitäten der Stromnetze sind begrenzt. Projekte mit gesichertem oder schnell realisierbarem Netzanschluss reduzieren Umsetzungsrisiken.
Technische Kompetenz: Die Integration von PV, Speicher und intelligenter Steuerung wird komplexer. Projektpartner mit technischer Tiefe und eigener Baukapazität können Kosten und Risiken besser kontrollieren.
Langfristige Perspektive: Der PV-Markt ist kein Kurzfrist-Investment. Laufzeiten von 20 bis 40 Jahren sind üblich. Die Auswahl verlässlicher Partner ist entsprechend wichtig.
Ausblick: Die Transformation beschleunigt sich
Die Zahlen für 2025 sind mehr als eine Momentaufnahme. Sie zeigen, dass die Energiewende in Deutschland und Europa in eine neue Phase eintritt. Die Photovoltaik hat sich von der Nischentechnologie zur tragenden Säule des Stromsystems entwickelt. Der Speichermarkt folgt mit einigen Jahren Verzögerung, aber ähnlicher Dynamik.
Für Investoren bedeutet das: Der Markt ist nicht mehr in der Frühphase – aber er ist auch noch lange nicht gesättigt. Die Ausbauziele bis 2030 erfordern einen Zubau, der das bisherige Tempo noch übertrifft. Und mit jedem Gigawatt neuer PV-Leistung steigt der Bedarf an Speichern und intelligenten Lösungen.
Die Frage ist nicht mehr, ob sich Photovoltaik durchsetzt. Die Frage ist, wer an diesem Wachstum partizipiert.
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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.