Pressemitteilung

Den Solar-Kannibalen entkommen

Das Problem ist bekannt: Solaranlagen speisen ihren Strom zu sonnenreichen Zeiten ins Netz. Je mehr Anlagen das tun, umso tiefer sinkt der Preis, den sie erzielen. So kannibalisieren sie ihre eigenen Erlöse. Dieser Teufelskreis wird durch Speicher durchbrochen: „Wer Speicher, Photovoltaik und Netzanschluss optimal aufeinander abstimmt, macht aus dem strukturellen Kannibalisierungsproblem einen gestaltbaren Werttreiber“, sagt Patrick Lemcke-Braselmann, CEO der aream Group.
aream Group

Für die Kannibalisierung beim Solarstrom gab es bislang einen eindeutigen Indikator: die Solar Capture Rate. Sie misst, welchen durchschnittlichen Preis Solarstrom tatsächlich erzielt, verglichen mit dem durchschnittlichen Börsenstrompreis über alle Stunden (Baseload-Preis). Eine Capture Rate von 60 Prozent bedeutet also: Solarstrom erzielt im Durchschnitt nur 60 Prozent des allgemeinen Börsenstrompreises. Wird mittags oder in sonnenreichen Monaten besonders viel Solarstrom ins Netz eingespeist, sinkt der Börsenpreis genau in diesen Stunden und damit der Wert des Solarstroms. Mit dem starken Ausbau der Photovoltaik ist die Solar Capture Rate in den vergangenen Jahren gesunken: von rund 58 Prozent im Jahr 2024 auf 50,5 Prozent 2025. Besonders niedrig ist sie im Frühjahr und Sommer, wenn PV-Anlagen am meisten Strom erzeugen. Im zweiten Quartal 2026 lag sie laut dem Londoner Analysehaus Modo Energy bei 43,6 Prozent, allerdings gut zehn Prozentpunkte höher als ein Jahr zuvor.

Doch nun ändern sich die Zeiten. „Bisher war die Solar Capture Rate eine bundesweit einheitliche Größe“, sagt Lemcke-Braselmann. Jeder PV-Park in Deutschland habe ungefähr dasselbe Erzeugungsprofil und erleide damit einen ähnlichen Wertverlust. Mit der Hybridisierung durch Großbatteriespeicher gilt diese eine Kurve nicht mehr. Denn kombiniert ein Projekt die PV-Anlage mit einem Batteriespeicher, hängt sein Erlösprofil zunehmend von seiner eigenen Speichergröße, Steuerung und Anschlussbegrenzung ab – nicht nur von der allgemeinen Marktlage.

Damit wird das Verkaufsprofil wesentlich flexibler: Ein Solarpark produziert den meisten Strom in der Regel mittags, wenn die Preise oft gering oder negativ sind. Der Strom wird aber nicht sofort zum niedrigen Preis verkauft, sondern in die Batterie geladen, solange die Kapazität es erlaubt. Zu Zeiten höherer Preise wird der Strom dann ins Netz gespeist, womit das Projekt einen höheren Durchschnittspreis erzielt. Damit kann der durchschnittlich erzielte Preis über dem Baseload-Preis liegen.

Das hat Folgen für die Solar Capture Rate: „Aus einem allgemeinen Marktindex wird eine Kennzahl, die jedes Projekt für sich individuell ausweist“, erklärt Lemcke-Braselmann. Welcher Wert am Ende erzielt werde, hänge vom Verhältnis zwischen Speicher und PV-Leistung sowie von der Speicherdauer ab. Zwei PV-Parks in derselben Region und mit dem gleichen Einstrahlungsprofil können deshalb sehr unterschiedliche Capture Rates erreichen.

Über Ertrag und Capture Rate entscheidet aber nicht allein die Größe von PV-Anlage oder Batterie. Entscheidend ist oft der Netzanschluss, also die maximale Leistung, die der Standort gleichzeitig ins öffentliche Netz einspeisen darf. „Damit ist der Netzanschluss heute das wertvollste Asset im Park“, so Lemcke-Braselmann. Netzanschlüsse sind knapp, die Wartezeiten betragen oft mehrere Jahre. Wer mehr PV-Leistung installiert, als der Anschluss aufnehmen kann, und den Überschuss zwischenspeichert, holt aus jedem Megawatt Anschlussleistung deutlich mehr Erlös. Doch je mehr Speicher ans Netz gehen, desto kleiner werden irgendwann auch die Preisunterschiede zwischen Mittag und Abend. „Wer früh hybridisiert und einen Anschluss sichert, hat die Nase vorn“, so Lemcke-Braselmann.

Entscheidend ist zudem, wie der Speicher eingesetzt wird. Er kann reine Zeitverschiebung am Day-Ahead-Markt möglich machen, im Tagesverlauf handeln oder Regelenergie bereitstellen. Seine Vermarktungsstrategie bestimmt, wann er lädt, wann er entlädt, ob er überhaupt Energie verkauft oder stattdessen das Netz stabilisiert. Wenn der Netzbetreiber es ermöglicht, kann die Batterie auch Graustrom aus dem öffentlichen Netz laden, nicht nur die Überschüsse der installierten PV-Anlage. Das erweitert die Optionen für rentable Ladung und Entladung.

„Pauschale Marktpreiskurven reichen also nicht mehr aus, um die Güte eines Projekts zu bewerten“, so Lemcke-Braselmann. Investoren, Banken und Bewerter können nicht länger mit einer generischen deutschen Prognose der Solar Capture Rate rechnen. Nötig ist vielmehr eine Modellierung für jedes einzelne Projekt im Viertelstundentakt mit dem tatsächlichen Netzanschluss, der echten Speicherauslegung und der eigenen Vermarktungsstrategie. „Die Capture Rate ist kein Marktschicksal mehr, sondern eine Managementleistung. Wer heute einen reinen PV-Park veräußert, muss mit deutlichen Preisabschlägen im Vergleich zu hybridisierten Assets rechnen“, so Lemcke-Braselmann.

Über die aream Group SE

Die aream Group, 2005 gegründet, ist ein Developer und Asset-Manager mit Fokus auf nachhaltige Infrastruktur im Sektor Erneuerbare Energien. Dazu gehören Wind- und Solarkraft, Netze und Speichertechnologie. Mit den Bereichen Operations- und Asset-Management, Project-Development und Energy Markets deckt die aream Group die gesamte Wertschöpfungskette für Erneuerbare-Energien-Investments ab. Mit mehr als 2,5 Milliarden Euro Transaktionsvolumen gehört aream zu den führenden Asset-Managern in diesem Markt, mit dem eigenen Anlagenbestand wird grüner Strom für rund 40 Millionen Euro pro Jahr umgesetzt. Seit 2008 produziert aream mehr als vier Milliarden kWh grünen Strom. Im Rahmen der Wachstumsstrategie sollen in den nächsten Jahren mehrere Solar- und Windparks sowie Batteriespeicher realisiert oder erworben werden. Durch die internen Projektentwicklungskapazitäten innerhalb der Aream Advisory GmbH verfügt die Gruppe über eine große Entwicklungspipeline in Deutschland. Weitere Informationen: www.aream.de.