Lohnt sich Photovoltaik noch? Eine ehrliche Antwort aus der Transaktionspraxis

„Solar ist tot." „PV rechnet sich nicht mehr." „Die negativen Strompreise fressen alles auf." Wer sich derzeit in Investorenkreisen bewegt, hört diese Sätze fast täglich. Als Transaktionsberatung, die Photovoltaik- und Batteriespeicherprojekte zwischen Verkäufern und Investoren strukturiert, könnten wir es uns einfach machen und dagegenhalten. Das tun wir nicht — denn ein Teil der Kritik ist berechtigt. Der interessante Teil beginnt dahinter.

Was an der Kritik stimmt

Die Zahlen sind eindeutig: Ein erheblicher Teil der potenziellen PV-Erzeugung in Deutschland trifft inzwischen auf Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen — Marktanalysen beziffern den Anteil auf rund ein Viertel. Der Grund ist strukturell: Alle Solaranlagen speisen gleichzeitig ein. Je mehr PV-Leistung im System ist, desto stärker drückt die Mittagsspitze den Preis genau dann, wenn die Anlage produziert. Die sogenannte Capture Rate — der Anteil des Durchschnittspreises, den eine PV-Anlage tatsächlich erlöst — sinkt seit Jahren.

Dazu kommt die Regulierung: Für Neuanlagen entfällt die Vergütung in Stunden mit negativen Preisen (§ 51 EEG). Was früher ein garantierter Erlösstrom war, hat heute Lücken — und diese Lücken liegen systematisch in den ertragreichsten Stunden des Tages.

Wer also sagt: „Eine reine PV-Freiflächenanlage ohne weiteres Erlöskonzept ist heute ein schwieriges Investment" — der hat recht. Wir vermitteln solche Projekte in der Neuprojekt-Struktur aktuell selbst nicht.

Wo die Kritik den Denkfehler macht

Aus „reine PV ist unter Druck" folgt in vielen Diskussionen der Schluss: „Also lohnt sich Solar nicht mehr." Das ist ungefähr so richtig wie die Aussage, Immobilien lohnten sich nicht mehr, weil unsanierte Objekte ohne Energiekonzept schwer verkäuflich sind. Nicht die Assetklasse ist das Problem — das Erlösmodell hat sich verändert.

Der entscheidende Punkt: Dieselben negativen Preise, die einer reinen PV-Anlage schaden, sind die Geschäftsgrundlage eines Batteriespeichers. Ein Speicher kauft Strom, wenn er nichts oder weniger als nichts kostet, und verkauft ihn in den Abendstunden, wenn die Solareinspeisung wegbricht und die Preise steigen. Je größer die Preisausschläge, desto größer der Spread — und die Volatilität im deutschen Stromsystem nimmt mit jedem zugebauten Gigawatt Solar weiter zu. Was die PV-Rendite drückt, treibt die Speicher-Rendite.

Genau deshalb hat sich der Marktstandard verschoben: weg vom reinen Solarpark, hin zum Hybrid-Asset aus Photovoltaik und Batteriespeicher — oder zum Standalone-Speicher.

Wie ein solches Asset heute tatsächlich verdient

Ein Beispiel aus unserer aktuellen Transaktionspraxis, anonymisiert: ein baureifes Hybrid-Projekt in Süddeutschland, Photovoltaik kombiniert mit einem Großbatteriespeicher, der auf die volle Netzanschlusskapazität ausgelegt ist und in beide Richtungen handelt.

In der stündlichen Markt- und Erlössimulation über die gesamte Betriebszeit stammen rund 81 Prozent der prognostizierten Erlöse aus der Marktvermarktung des Speichers — Day-Ahead, Intraday, Arbitrage. Nur rund 19 Prozent kommen aus der Photovoltaik einschließlich der EEG-Marktprämie. Die PV ist in dieser Struktur nicht mehr der Renditetreiber. Sie ist der regulatorisch abgesicherte Sockel, der über 20 Jahre einen planbaren Grunderlös liefert und das Marktpreisrisiko des Speichers dämpft. Der wirtschaftliche Kern ist die Flexibilität. Die vollständige Zahlenstruktur einer solchen Transaktion zeigen wir als anonymisierte Beispieltransaktion auf unserer Investorenseite.

Anders formuliert: Das ist kein Solarpark mit Zusatzbatterie. Das ist ein Handels-Asset mit solarem Fundament.

Was das für Investoren bedeutet

Wenn die Rendite überwiegend aus Marktvermarktung stammt, verschiebt sich auch die Prüfung. Drei Punkte, auf die es aus unserer Erfahrung ankommt:

Erstens: das Speicherkonzept hinterfragen. Ist der Speicher auf die Netzanschlusskapazität ausgelegt und kann er unabhängig vom Solarertrag handeln? Ein zu klein dimensionierter Speicher, der nur PV-Überschüsse verschiebt, hebt das Erlöspotenzial nicht.

Zweitens: die Rechnung auf Vollständigkeit prüfen. Eine seriöse Kalkulation enthält sämtliche Betriebs-, Vermarktungs- und Verwaltungskosten, die Gewerbesteuer — und eine ausfinanzierte Rücklage für den Batteriewechsel, der bei heutiger Zellchemie innerhalb der Betriebszeit ansteht. Fehlt diese Position, ist die ausgewiesene Rendite Kosmetik.

Drittens: den Downside verlangen. Merchant-Erlöse sind nicht vertraglich gesichert. Wer investiert, sollte nicht nur den Base Case sehen, sondern auch das Szenario mit zehn Prozent niedrigeren Handelserlösen — inklusive der Antwort auf die Frage, ob die Finanzierung dann noch tragfähig ist. Ein Anbieter, der dieses Szenario nicht zeigen will, hat einen Grund dafür.

Fazit

Die Frage „Lohnt sich Photovoltaik noch?" ist falsch gestellt. Die richtige Frage lautet: „Wie muss ein Energieprojekt heute strukturiert sein, damit es sich lohnt?" Die Antwort des Marktes ist eindeutig — mit Flexibilität. Reine PV-Neuprojekte ohne Speicherkonzept sehen wir kritisch und vermitteln sie nicht. Hybrid-Assets und Standalone-Speicher, sauber gerechnet und konservativ finanziert, gehören dagegen zu den interessantesten Infrastruktur-Investments, die der deutsche Markt derzeit bietet.

Wer tiefer einsteigen will: Wir zeigen registrierten Investoren an realen Transaktionen, wie sich diese Struktur in Zahlen übersetzt — inklusive der Szenarien, die nicht glänzen. Und wie Fremdfinanzierung die Eigenkapitalrendite eines solchen Assets verändert, rechnen wir in unserem Beitrag „Wie Fremdkapital die Eigenkapitalrendite verändert" an einem realen Beispiel durch.

Die dargestellten Informationen dienen ausschließlich der allgemeinen Information und stellen weder eine Anlageberatung noch eine Anlageempfehlung oder ein Angebot zum Erwerb einer Finanzanlage dar. Wirtschaftliche Kennzahlen und Szenarien sind projektbezogen und können erheblichen Veränderungen unterliegen.