Freiland-Photovoltaik und Großspeicher: Sperrige Einzelfalllogik statt geschmeidiger Standards

Der Ausbau von großer Photovoltaik-Freiflächenanlagen in Kombination mit Batteriespeichern wird politisch seit Jahren als Schlüssel zur Energiewende beschrieben. Zumal erneuerbare Energien heute die günstigste Form der Stromerzeugung sind. Mehr Solarstrom, mehr Flexibilität, weniger Abregelung – die Zielbilder sind klar formuliert. Doch zwischen Anspruch und Realität klafft eine wachsende Lücke. In der Praxis entscheidet nicht die Attraktivität von Fördermechanismen oder Strompreisen über den Erfolg von Projekten, sondern die Fähigkeit, sich durch ein zunehmend komplexes und langsames regulatorisches System zu bewegen.

Das EEG liefert zwar weiterhin die ökonomische Grundlage für Photovoltaik-Projekte, greift jedoch an den entscheidenden Engstellen zu kurz. Auch das „Solarpaket I“ hat daran wenig geändert. Mit dem ursprünglich geplanten „Solarpaket II“ wurde erneut der Anspruch formuliert, die Systemintegration zu verbessern und die Flexibilität zu stärken. Doch genau hier liegt das Problem: Es fehlt weniger an strategischen Zielen als an der operativen Umsetzbarkeit. Die Gefahr besteht, dass zusätzliche regulatorische Anforderungen entstehen, ohne die bestehenden Engpässe wirksam zu lösen. Wie allgemein bekannt, wurden die Inhalte des „Solarpaket II“ schließlich  verschoben, verteilt oder weiterentwickelt ohne Verabschiedung…

Besonders deutlich wird dieses Defizit bei Hybridprojekten aus Photovoltaik und Batteriespeichern. Politisch gewünscht, systemisch notwendig – regulatorisch jedoch fragmentiert. Anlagen bewegen sich gleichzeitig im Spannungsfeld von EEG-Förderlogik, Netzanschlussrecht sowie komplexen Mess-, Bilanzierungs- und Redispatch-Vorgaben, die nicht sauber ineinandergreifen. Das Ergebnis sind aufwändige, teure und zeitintensive Projektstrukturen, die kaum skalierbar sind. Statt Standardisierung herrscht Einzelfalllogik.

Hinzu kommt die widersprüchliche Behandlung von Batteriespeichern im Netzanschlussprozess. Während sie für die Stabilität des Stromsystems unverzichtbar sind, werden sie häufig wie zusätzliche Verbraucher behandelt – inklusive hoher Baukostenzuschüsse und langwieriger Verfahren. Damit wird genau jene Flexibilität verteuert und verzögert, die politisch eingefordert wird. Für Projektentwickler und Investoren entsteht ein zunehmend schwer kalkulierbares Umfeld, in dem nicht technologische oder wirtschaftliche Faktoren dominieren, sondern administrative Unsicherheiten.

Die Konsequenzen sind bereits sichtbar: Projekte verzögern sich über Jahre, werden angepasst oder ganz aufgegeben. Investitionen konzentrieren sich auf wenige Standorte mit günstigen Rahmenbedingungen, während der flächendeckende Ausbau ins Stocken gerät. Gleichzeitig verschärfen sich die Herausforderungen im Stromsystem selbst, da volatile Einspeisung und negative Preise zunehmen – also genau die Probleme, die durch Speicher eigentlich entschärft werden sollen.

Dabei liegt ein wesentlicher Teil der Lösung nicht einmal in neuen Gesetzen, sondern in der Anwendung bestehender Regelungen. Mehr Transparenz und Verbindlichkeit bei Netzanschlussprozessen, eine nachvollziehbare und möglichst einheitliche Handhabung von Baukostenzuschüssen sowie standardisierte Mess- und Abgrenzungskonzepte für Hybridanlagen könnten kurzfristig erhebliche Wirkung entfalten. Ebenso könnten effizientere Genehmigungsverfahren und eine bessere Abstimmung zwischen Behörden und Netzbetreibern die Entwicklungszeiten deutlich verkürzen. All dies erfordert weniger neu zu regulieren, als vielmehr konsequent zu vereinfachen und zu koordinieren.

Der entscheidende Prüfstein für die kommenden regulatorischen Anpassungen wird daher nicht sein, ob weitere Ziele formuliert werden, sondern ob sich die Realität der Projektentwicklung tatsächlich verbessert. Wird der Netzausbau beschleunigt? Werden Netzanschlüsse schneller vergeben? Werden Kosten berechenbarer? Werden Hybridanlagen endlich konsistent behandelt? Sollte dies ausbleiben, droht ein struktureller Widerspruch, der die Energiewende ausbremst: Flexibilität wird politisch gefordert, aber regulatorisch verhindert oder durch nicht stattfindenden Netzausbau behindert.

Aktuelle Entwicklungen im Energiewirtschaftsrecht lassen zudem befürchten, dass zusätzliche Komplexität geschaffen wird, anstatt die bestehenden Engpässe konsequent zu beseitigen. Ein schneller Netzausbau und mehr Flexibilität im Stromsystem wären entscheidend für günstige Energie und wirtschaftliche Stärke – die aktuelle Politik läuft jedoch in die entgegengesetzte Richtung. Folge: Priorisierung eines Oligopols durch erfolgreiche Lobbyarbeit aufgrund von deren fragwürdiger Nähe zur Politik bei gleichzeitigem Abwürgen des Erneuerbare-Energien-Marktes.

— Der Autor Björn Lamprecht ist seit 01/2025 Geschäftsführer bei Arausol in Schorndorf. Zuvor war der 60-jährige Maschinenbau-Ingenieur seit 2012 Geschäftsführer bei Goldbeck Solar. In einem enger werdenden Markt legen die 2007 aus der Automotivebranche ausgegründeten Württemberger kontinuierlich zu: 2025 wurden 24 Aufträge mit 360 Megawatt realisiert. Für 2026 werden – auf Grund bereits unterschriebener Verträge und verbindlicher Gespräche und Absichtserklärungen – 40 Aufträge mit mehr als 500 Megawatt Leistung erwartet. Bei der Hälfte des Umsatzes war Arausol Installateur und hat inklusive Montage den kompletten Solarpark geliefert mit fünf bis 70 MW. Bei der anderen Hälfte wurde die Unterkonstruktion geliefert, die das Kerngeschäft der Schorndorfer ist. www.arausol.de —

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