Herausforderungen der Photovoltaik 2025 – und welche Lösungen jetzt greifen

Dieser Beitrag beleuchtet die Vielzahl aktueller Herausforderungen für die Photovoltaik – von verzögerten EU-Genehmigungen über restriktive Netzanschlussbedingungen bis hin zu unsicheren Geschäftsmodellen. Im Mittelpunkt steht dabei nicht nur die Analyse der Problemlage, sondern vor allem die Frage: Welche Antworten können Installateure, Projektentwickler und Betreiber heute schon geben, um Investitionssicherheit und Marktakzeptanz zu stärken?

Markt- und Medienumfeld

In den vergangenen Monaten häufen sich Medienberichte, die eine drohende Überlastung des Stromnetzes durch den schnellen Zubau von Photovoltaik- und Windkraftanlagen thematisieren. Diese Narrative erzeugen bei Investoren wie auch bei Endkunden Verunsicherung: Warum eine neue Photovoltaik-Anlage installieren, wenn diese angeblich das Netz destabilisiert?

Die Branche hält dagegen: Mit modernen Speichersystemen und intelligentem Lastmanagement lassen sich diese Vorwürfe entkräften. Untertägige Ladezyklen von Elektrofahrzeugen sowie der gezielte Einsatz von Batteriespeichern nehmen Druck aus dem Netz und steigern gleichzeitig die Eigenverbrauchsquote. Photovoltaik-Anlagen werden auf diese Weise nicht zum Problem, sondern zum Teil der Lösung einer netzdienlichen Energiewende.

Parallel dazu erfreuen sich Stecker-Solar-Geräte großer Aufmerksamkeit. Sie erscheinen als günstige Einstiegslösung und stellen damit klassische Photovoltaik-Speicher-Lösungen mit Investitionsvolumina von 20.000 Euro und mehr in den Schatten. Für Haushalte mit begrenztem Eigenverbrauchspotenzial kann dies den Eindruck erwecken, größere Anlagen seien entbehrlich.

Auch hier ist Differenzierung entscheidend: Während Steckersolar bis zu 40 Prozent Autarkie liefern kann, fehlt die Versorgungssicherheit im Falle von Netzstörungen. Erst dreiphasige Speichersysteme in Kombination mit 5 bis 10 Kilowatt-Anlagen bieten Resilienz bei Stromausfällen. In Regionen mit wachsender Blackout-Gefahr, etwa Südeuropa, ist dieser Unterschied von existenzieller Bedeutung.

Politische und regulatorische Unsicherheiten

Negative Strompreise sind längst kein Randphänomen mehr. An mehreren Tagen im Sommerhalbjahr treten sie stundenweise auf – mit der Folge, dass die Vergütung für eingespeisten Solarstrom bei neuen Photovoltaik-Anlagen auf null gesetzt wird. Damit verschiebt sich der Amortisationshorizont vieler Anlagen dramatisch, was Finanzierung und Investitionssicherheit erschwert.

Die Lösung liegt in ausreichend dimensionierten Speichern. Die idealerweise im Multi-Use-Modus betrieben werden. Eine Faustregel: Eine Photovoltaik-Anlage mit einer Leistung von einem Kilowatt erfordert rund drei bis vier Kilowattstunden Speicherkapazität. So lässt sich ein Großteil der Einspeisung vermeiden und der Eigenverbrauch durch die Nutzung dynamischer Stromtarife optimieren. Flexible Speicher- und Ladeprozesse ermöglichen es zudem, Strom in Zeiten negativer Preise günstig zu beziehen und in Hochpreisphasen gewinnbringend einzuspeisen.

Erschwerend kommt hinzu, dass politische Maßnahmen häufig auf sich warten lassen. Das „Solarpaket 1“ sieht deutliche Förderverbesserungen vor, doch auch nach über einem Jahr fehlt die notwendige EU-Genehmigung. Für Projektentwickler bedeutet das: Investitionen werden verschoben, Geschäftsmodelle blockiert. Kurzfristig gilt es, Projektpläne flexibel zu halten und auf alternative Ansätze wie Energy Sharing auszuweichen, um Vergütungswege jenseits der klassischen Einspeisung zu erschließen.

Mit der EEG-Novelle 2023 und dem Solarspitzen-Gesetz 2025 eröffnen sich theoretisch neue Geschäftsfelder wie Speicher-Trading oder flexible Betriebsmodelle. Praktisch jedoch fehlen verbindliche Festlegungen der Bundesnetzagentur und EU-Genehmigungen, etwa wenn man sich für zeitverzögert eingespeisten Solarstrom zumindest die EEG-Förderung sichern will. Zudem existieren bislang nur wenige Anbieter im Bereich Speicherflexibilität – und fast ausschließlich im privaten Segment. Wer sich hier frühzeitig engagiert, kann sich Wettbewerbsvorteile sichern, sobald regulatorische Klarheit herrscht. Wer eine betreibt Photovoltaik- und Speicheranlage betreibt, kann dann gleich in der sogenannte  sonstigen Direktvermarktung wechseln

Auch beim Energy Sharing selbst bestehen Hürden.  So sind in Deutschland keine Netzentgeltreduzierungen vorgesehen, wie sie etwa in Österreich oder der Schweiz üblich sind. Dennoch bietet das Modell für Ü20-Photovoltaik-Anlagen und  neue Gebäude wie Freiflächenanlagen bis etwa einem Megawatt Leistung stabile Vergütungen von rund sieben bis neun Cent pro Kilowattstunde und damit eine attraktive Alternative zu klassischen Einspeisevarianten.

Unsicherheiten ergeben sich zudem aus der Rechtsprechung. Das jüngste BGH-Urteil zur Definition der „Kundenanlage“ könnte Mieterstrommodelle durch zusätzliche Netzkostenaufschläge belasten. Betreiber sollten deshalb auf Bestandsschutzregelungen setzen und Projekte so gestalten, dass ein späterer Wechsel von höher vergüteter Volleinspeisung auf Mieterstrommodelle möglich bleibt. Flexibilität bei der Rechtsform wird zum entscheidenden Erfolgsfaktor.

Netz- und Infrastrukturprobleme

In vielen Regionen werden Photovoltaik-Anlagen zunehmend nur noch als „Null-Einspeiser“ zugelassen. Besonders betroffen sind Projekte über  30 Kilowatt, beispielsweise im Raum Mittelfranken. Hinzu kommen häufige Abregelungen durch die Netzbetreiber, selbst wenn ein Großteil des Stroms direkt vor Ort genutzt wird. Kurzfristig bleibt nur, Projekte sorgfältig zu prüfen und gegebenenfalls zu verschieben, bis Netzverstärkungen erfolgt sind. Parallel dazu verstärken Unternehmen und Verbände den regulatorischen Druck, wie etwa unsere aktuellen Beschwerden bei der EEG-Clearingstelle und der Bundesnetzagentur zeigen.

Ein weiteres Hindernis besteht für Großspeicher, die theoretisch negative Strompreise dämpfen könnten, in der Praxis jedoch kaum realisiert werden. Anschlussgenehmigungen werden selten erteilt, Netzbetreiber verweisen auf angebliche Systemrisiken. Wartezeiten von bis zu 15 Jahren sind keine Seltenheit. Hoffnung bietet die geplante Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG), die Speichern denselben Vorrang wie Erneuerbaren einräumen soll.

Darüber hinaus bremsen Lieferengpässe bei Trafostationen die Umsetzung neuer Photovoltaik-Projekte. Wartezeiten von bis zu zwei Jahren sind inzwischen üblich – sowohl für private Anlagenbetreiber als auch für Verteilnetzbetreiber. Kurzfristig hilft nur eine transparente Kommunikation mit Kunden und Investoren, um unrealistische Erwartungen zu vermeiden. Mittel- bis langfristig müssen Industrie und Netzbetreiber ihre Lieferketten und Kapazitäten deutlich ausbauen.

Ökonomische Rahmenbedingungen

Politische Diskussionen über eine Senkung des Strompreises – etwa durch die angekündigte Reduzierung um bis zu 5 Cent pro Kilowattstunde ab 2026 – haben in den letzten Monaten für viel Aufmerksamkeit gesorgt. Für potenzielle Investoren entsteht der Eindruck, dass der wirtschaftliche Druck zur Installation eigener Photovoltaik-Anlagen abnimmt. Gleichzeitig zeigt die Erfahrung: Preissenkungen bleiben meist auf Ankündigungen beschränkt, während reguläre Netzentgelte kontinuierlich steigen. Photovoltaik-Anlagen mit Eigenverbrauch bleiben daher eine wirksame Absicherung gegen langfristig steigende Energiekosten.

Hinzu kommt eine generelle Investitionszurückhaltung. Inflation, steigende Zinsen und eine angespannte geopolitische Lage führen branchenübergreifend zu Unsicherheit. Auch wirtschaftlich sinnvolle Projekte werden verschoben oder gestrichen. Um Hürden zu senken, gewinnen alternative Finanzierungsmodelle an Bedeutung. Miet- und Leasingkonzepte, Contracting-Lösungen oder Mietkaufmodelle ermöglichen es, Anlagen ohne hohe Anfangsinvestition umzusetzen – mit der Option, sie später in das eigene Eigentum zu überführen.

Fazit

Die Photovoltaik steht vor einer Vielzahl an Hemmnissen: sinkende Einspeiseattraktivität, regulatorische Unsicherheit und Netzinfrastrukturprobleme. Gleichzeitig zeichnen sich klare Strategien ab, die Investoren und Betreiber handlungsfähig machen.

Eine Schlüsselrolle spielt die Flexibilisierung von Anlagen. Batteriespeicher, bidirektionales Laden von Elektroautos, intelligentes Lastmanagement und dynamische Tarife entkoppeln Betreiber von volatilen Marktbedingungen und sichern stabile Eigenverbrauchsquoten. So wandelt sich die Photovoltaik von einer reinen Erzeugungstechnologie zu einem aktiven Baustein der Netzstabilität.

Zunehmend Bedeutung gewinnt auch das Modell des Energy Sharing. Lokale Zusammenschlüsse von Erzeugern und Verbrauchern eröffnen neue Vergütungsoptionen und stärken regionale Wertschöpfung. Selbst ohne Netzentgeltvorteile, wie sie andere Länder kennen, bleibt dieses Modell gerade für neue  und ältere Anlagen attraktiv.

Darüber hinaus treten alternative Finanzierungsmodelle in den Vordergrund. Miet- und Leasingkonzepte oder Contracting senken Einstiegshürden, verteilen Risiken und eröffnen auch in einem unsicheren wirtschaftlichen Umfeld die Möglichkeit zur Umsetzung von Projekten.

Dezentrale Speicher, smarte Betriebsmodelle und flexible Finanzierungsstrategien bilden damit die Grundlage für robuste Geschäftsmodelle. Wer diese Ansätze konsequent verfolgt, kann die Photovoltaik auch unter schwierigen Rahmenbedingungen als Schlüsseltechnologie der Energiewende stabil verankern.

— Der Autor Michael Vogtmann ist Vorsitzender der DGS LV Franken e.V. und Mit-Geschäftsführer der solare Dienstleistungen GbR. Der Diplom-Kaufmann hat 30 Jahre Berufserfahrung in der Solarbranche und hat bis heute in knapp 2000 Seminaren, Webinaren und Vorträgen Solar- und Elektrofachfirmen sowie andere gesellschaftliche Zielgruppen geschult , meist in der DGS Akademie Franken www.solarakademie-franken.de —

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