Die deutsche Solarbranche steht vor einem möglichen Wendepunkt. Die geplante EEG-Reform könnte eine Logik beenden, die den Markt über Jahrzehnte geprägt hat: Je mehr Strom eine Anlage produziert, desto erfolgreicher das Projekt. Künftig könnten jedoch andere Faktoren über die Wirtschaftlichkeit entscheiden: Flexibilität, Speicherintegration, Vermarktungsfähigkeit und Netzdienlichkeit. Was das für Investoren, Projektentwickler und Betreiber bedeutet, erläutert Matthieu Dreier, Head of Sales DACH & Benelux sowie Strategie bei KACO new energy, im Gespräch.*
Matthieu, viele Branchenvertreter sprechen von einem Paradigmenwechsel im EEG. Ist das mehr als ein politisches Schlagwort?
Absolut. Der eigentliche Wandel lässt sich auf eine einfache Formel reduzieren: Künftig zählt nicht mehr primär die Menge des erzeugten Stroms, sondern sein Wert für Markt, Verbraucher und Netz.
Damit verändert sich die Perspektive auf Solarprojekte grundlegend. Die klassische Photovoltaikanlage war lange Zeit vor allem ein Erzeugungsasset. Künftig entwickelt sie sich zu einem steuerbaren Energiesystem. Erzeugung, Speicher, Lasten, Vermarktung und Netzanschluss müssen als Einheit betrachtet werden. Genau diese Systemlogik zieht sich durch den aktuellen Regierungsentwurf.
Was bedeutet das konkret für Projektentwickler?
Viele Projekte werden noch immer anhand klassischer Kennzahlen bewertet: Modulleistung, Volllaststunden und durchschnittliche Strompreise. Das waren lange Zeit sinnvolle Maßstäbe. In Zukunft werden sie aber nicht mehr ausreichen.
Die entscheidenden Fragen lauten künftig: Wann wird Strom erzeugt? Welchen Marktwert besitzt er in diesem Moment? Kann er gespeichert oder vor Ort genutzt werden? Und welche Kapazitäten stehen am Netzanschluss tatsächlich zur Verfügung?
Wer diese Fragen erst stellt, nachdem die technische Auslegung bereits abgeschlossen ist, riskiert, die Anlage zu optimieren, aber nicht das Geschäftsmodell.
Das klingt nach einer deutlichen Verschiebung von der Technik hin zur Wirtschaftlichkeit.
Es geht um beides. Die Technik bleibt entscheidend. Aber ihr wirtschaftlicher Nutzen wird künftig stärker vom Gesamtsystem bestimmt.
Ein Solarpark, der hohe Erträge liefert, aber keine Vermarktungsoptionen besitzt oder an Netzengpässen scheitert, wird weniger attraktiv sein als ein Projekt, das etwas geringere Erträge erzielt, dafür aber flexibel auf Markt- und Netzanforderungen reagieren kann.
Die Branche bewegt sich von einer Erzeugungslogik hin zu einer Wertschöpfungslogik.
In diesem Zusammenhang rücken Batteriespeicher zunehmend ins Zentrum vieler Strategien. Warum gerade jetzt?
Weil Speicher genau die Flexibilität bereitstellen, die künftig benötigt wird. Sie ermöglichen es, Erzeugung und Verbrauch zeitlich voneinander zu entkoppeln. Energie kann aufgenommen werden, wenn das Angebot hoch und der Marktwert niedrig ist, und bereitgestellt werden, wenn Nachfrage und Preise steigen. Dadurch werden Batteriespeicher zum Bindeglied zwischen Eigenverbrauch, Direktvermarktung und Netzoptimierung.
Hinzu kommt, dass regulatorische Entwicklungen die Attraktivität weiter erhöhen. Die MiSpeL-Festlegung aus dem Oktober 2026 eröffnet neue Möglichkeiten für den Einsatz von Mischspeichern und schafft zusätzliche Geschäftsmodelle.
Bedeutet das im Umkehrschluss, dass Solarprojekte ohne Speicher künftig kaum noch eine Chance haben?
Nein, das wäre zu kurz gedacht.
Es wird weiterhin Projekte geben, die auch ohne Batteriespeicher wirtschaftlich sehr erfolgreich sein können. Das gilt beispielsweise für Anlagen mit hohen Eigenverbrauchsquoten, langfristigen Power Purchase Agreements oder besonders günstigen Netz- und Standortbedingungen.
Was sich verändert, ist die Rolle der Flexibilität. Die Frage lautet künftig nicht mehr: Speicher ja oder nein? Sondern: Wie anpassungsfähig ist das Energiesystem insgesamt?
Viele Investoren stellen sich derzeit die Frage, wann sich ein Speicher wirklich rechnet. Gibt es darauf eine einfache Antwort?
Leider nicht.
Die Wirtschaftlichkeit eines Speichers hängt von einer Vielzahl von Parametern ab: Lastprofil, Erzeugungsprofil, Netzanschlusskapazität, Strompreisentwicklung, Vermarktungsstrategie, Verfügbarkeit sowie technische Faktoren wie Wirkungsgrad und Alterung.
Deshalb empfehlen wir grundsätzlich eine detaillierte Simulation auf Stunden- oder Viertelstundenbasis.
Entscheidend ist nicht, den größtmöglichen Speicher zu installieren. Entscheidend ist, die optimale Balance für das Gesamtsystem zu finden.
Du hast den Netzanschluss bereits angesprochen. Könnte dieser künftig wichtiger werden als die eigentliche Modulleistung?
In vielen Projekten ist das tatsächlich der Fall.
Selbst die leistungsfähigste Anlage bietet nur begrenzten Mehrwert, wenn der erzeugte Strom nicht wirtschaftlich eingespeist oder vermarktet werden kann.
Die aktuell diskutierten Maßnahmen zur Netzintegration verstärken diesen Trend zusätzlich. Flexible Anschlusskonzepte und eine effizientere Nutzung vorhandener Netzkapazitäten gewinnen deutlich an Bedeutung.
Der Netzverknüpfungspunkt entwickelt sich damit vom technischen Detail zum strategischen Erfolgsfaktor.
Wer werden die Gewinner dieser Reform sein?
Vor allem Projekte, die mehr leisten als reine Stromerzeugung. Dazu gehören Anlagen mit hohem Eigenverbrauchsanteil, steuerbaren Lasten, integrierten Speichern, professioneller Direktvermarktung und intelligentem Energiemanagement.
Auch Konzepte wie Co-Location oder die Mehrfachnutzung bestehender Netzanschlüsse werden an Attraktivität gewinnen.
Letztlich verschiebt sich der Fokus von der installierten Leistung hin zur Fähigkeit, Energie genau dann bereitzustellen, wenn sie gebraucht wird.
Wo siehst Du derzeit die größten Wachstumschancen?
Besonders spannend finde ich den Bereich Commercial & Industrial sowie hybride PV-Speicher-Projekte. Hier lassen sich unterschiedliche Wertschöpfungsbausteine miteinander verbinden: Eigenverbrauch, Lastspitzenmanagement, Direktvermarktung, Ladeinfrastruktur und Energiebeschaffung.
Parallel dazu gewinnt Co-Location im Utility-Segment an Dynamik, weil vorhandene Infrastruktur deutlich effizienter genutzt werden kann als bisher.
Welche Empfehlungen würdest Du Projektentwicklern geben, die heute für 2027 oder 2028 planen?
Erstens: Den Netzanschluss zuerst denken. Die langfristig verfügbaren Einspeise- und Bezugsleistungen sollten frühzeitig geklärt werden.
Zweitens: Flexibilität von Anfang an einplanen. Speicher, Energiemanagement, Fernsteuerbarkeit und Vermarktungsstrategien gehören nicht mehr in spätere Projektphasen, sondern an den Beginn der Planung.
Drittens: Mehrere Szenarien rechnen. Neben dem klassischen EEG-Modell sollten auch PPA-Strukturen, Eigenverbrauchskonzepte, Direktvermarktung und Speicherstrategien bewertet werden. Nur so entsteht ein belastbarer Business Case.
Wenn wir dieses Gespräch in fünf Jahren noch einmal führen würden: Was wird die Branche rückblickend am meisten überrascht haben?
Vermutlich, dass nicht das günstigste Solarmodul über den Projekterfolg entscheidet.
Der eigentliche Mehrwert wird zunehmend durch Software, Steuerbarkeit und Systemintegration entstehen.
Das Zusammenspiel von Wechselrichter, Batterie, Energiemanagement, Prognosesystemen und Vermarktung wird oft wichtiger sein als einzelne Hardwarekomponenten. Die Branche wird erkennen, dass die Wertschöpfung zunehmend auf der Systemebene entsteht.
Und Dein persönlicher Ausblick in einem Satz?
Die Zukunft gehört nicht der Anlage, die möglichst viel Strom produziert, sondern dem Energiesystem, das Strom genau dann bereitstellt, wenn Kunde, Markt und Netz ihn benötigen.
*Hinweis: Das Interview wurde Anfang November 2026 geführt. Die EEG-Novelle befindet sich noch im parlamentarischen Verfahren. Die Aussagen beziehen sich auf den aktuellen Regierungsentwurf und die derzeit bekannten Änderungen.
Zur Person
Matthieu Dreier begleitet seit vielen Jahren Projekte an der Schnittstelle von Photovoltaik, Energiespeicherung und Stromvermarktung. Als Experte für integrierte Energiesysteme analysiert er die Auswirkungen neuer regulatorischer Rahmenbedingungen und unterstützt dabei, Solarprojekte wirtschaftlich, zukunftssicher und netzdienlich auszulegen. Die geplante EEG-Reform bewertet er als Schritt hin zu einem stärker flexibilisierten Energiesystem.
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