Abregelung großer PV-Anlagen in Deutschland: Die unsichtbare Renditefalle und wie Speicher sie schließt
Fachartikel
Ein tiefgreifender Einblick in Netzengpässe, gesetzliche Eingriffe und Lösungen für Investoren
Lesezeit: ca. 15-20 Minuten
Einleitung: Sonnenstrom – produziert, aber nicht genutzt
PV-Betreiber in Deutschland gehen oft von einer einfachen Gleichung aus: Mehr Sonne = mehr Strom = mehr Ertrag. Die Realität ist komplexer und zunehmend riskanter (wenn man nicht weiß, wie man damit umgehen soll):
Immer mehr Photovoltaikanlagen werden zwangsweise abgeregelt, nicht wegen technischer Mängel, sondern weil das Netz den Strom nicht aufnehmen kann. Für Investoren in große Dachanlagen (ab 100 kWp) kann das still und leise zur Renditefalle werden, wenn Sie nicht mit einer Expertenfirma arbeiten.
Der Status quo: Deutschlands Stromnetz am Limit
Die allgemeine Versorgungszuverlässigkeit des deutschen Stromnetzes blieb in den letzten Jahren trotz Energiewende hoch. Laut Bundesnetzagentur betrug die durchschnittliche Nichtverfügbarkeit je Endverbraucher im Jahr 2023 etwa 12,8 Minuten (2022: 12,2 Minuten). Im Jahr 2024 verbesserte sich dieser SAIDI-Wert auf 11,7 Minuten, was unter dem Zehnjahresmittel von ~12,7 Minuten liegt. Damit gehört Deutschland weiterhin zu den zuverlässigsten Stromversorgungen Europas.
Allerdings verdeutlichen Eingriffe ins Netz („Redispatch“ und Abregelungen) eine andere Form von Nichtverfügbarkeit, nämlich Einspeisebeschränkungen aufgrund von Netzengpässen. Im Jahr 2022 kam es nur in 160 von 8.760 Stunden zu keinerlei Netzeingriffen, d.h. in 98% der Stunden mussten Netzbetreiber Maßnahmen ergreifen, um Angebot und Nachfrage trotz Engpässen auszubalancieren. Diese Engpassmaßnahmen nehmen mit dem EE-Ausbau tendenziell zu, betreffen aber das Stromnetz als technisches System, ohne dass Verbraucher dies als Stromausfall spüren.
Entwicklung erzwungener Abschaltungen großer PV-Anlagen
Derzeit (Stand Ende 2025) müssen Netzbetreiber immer häufiger in die Einspeisung großer Photovoltaik-Anlagen eingreifen. In den ersten beiden Quartalen 2025 summierten sich die Abregelungen von PV-Anlagen bereits auf rund 1,402 TWh (Q1: 234 GWh, Q2: 1.168 GWh)
Diese Einspeisereduzierungen erfolgen im Rahmen des Netzengpassmanagements (Redispatch/Einspeisemanagement), um lokale oder überregionale Netzüberlastungen zu vermeiden. Laut Bundesnetzagentur konnten im 2. Quartal 2025 etwa 97 % des erneuerbaren Stroms zu den Verbrauchern transportiert werden – umgekehrt mussten ca. 3 % abgeregelt werden
Auffällig ist, dass sich die Eingriffe zunehmend von der Windenergie zur Photovoltaik verlagern: Während die Abregelungen von Offshore-Windparks in Q2 2025 sanken (–37 % ggü. Vorjahr), haben sich die Maßnahmen bei PV-Anlagen nahezu verdoppelt.
Als eine der Ursachen nennt die Bundesnetzagentur „außergewöhnlich sonniges Wetter bei zugleich geringerer Windeinspeisung“, dies führte zu ungewohnt starken Ost-West-Stromflüssen im Netz, denen vermehrt durch PV-Drosselungen begegnet wurde.
Regionale Verteilung: Wo treten PV-Abschaltungen besonders häufig auf?
Die Häufigkeit und das Ausmaß erzwungener PV-Abregelungen sind in Deutschland stark regional unterschiedlich. Dabei ist Bayern der klare Hotspot:
Hier laufen wegen des starken PV-Ausbaus (über 1,1 Mio. Anlagen) und verzögerter Netzausbauprojekte die Verteil- und Übertragungsnetze vielerorts am Limit. Rund 71 % der 2024 abgeregelten PV-Energie entfielen auf Bayern – fast 1 TWh Solarstrom blieb hier ungenutzt.
Zum Vergleich: Im Jahr zuvor waren es etwa 382 GWh, was schon damals den höchsten Länderteil bedeutete. Die Grünen im Bayerischen Landtag kritisieren, dass diese Probleme „hausgemacht“ seien, da die Staatsregierung den Netzausbau jahrelang verschleppt habe. Tatsächlich fehlen in Bayern teils leistungsfähige Nord-Süd-Trassen sowie genügend Umspannwerke vor Ort.
Die Folge: Bei hoher Solareinspeisung (v.a. im Frühjahr/Sommer mittags) müssen Anlagen in Bayern überproportional oft gedrosselt werden, um lokale Überlastungen oder Rückstaus ins Übertragungsnetz zu vermeiden.
Neben Bayern gibt es weitere Abregelungs-Schwerpunkte: In Baden-Württemberg – ebenfalls ein südliches Bundesland mit viel PV und teils schwachen Verteilernetzen – treten vermehrt Einspeisemanagement-Eingriffe auf, wenngleich deutlich weniger als in Bayern. Auch einige ostdeutsche Bundesländer mit großen Freiflächen-Solarparks (z.B. Brandenburg, Sachsen-Anhalt, Mecklenburg-Vorpommern) kennen lokale Abregelungen, etwa wenn die Einspeisung die Aufnahmefähigkeit der ländlichen Verteilnetze übersteigt. Allerdings wurden Ost-West-Engpässe im Übertragungsnetz erst jüngst zum Thema (2025), als in sonnenreichen Perioden PV-Strom aus Ostdeutschland nicht vollständig nach West-/Süddeutschland abgeführt werden konnte. Hier mussten erstmals nennenswerte PV-Mengen in den östlichen 50Hertz-Gebieten abgeregelt werden – ein neues Phänomen, da früher vor allem Wind im Norden begrenzt wurde. Norddeutschland hatte bislang kaum PV-Abschaltungen, da dort die PV-Leistung relativ gering und der Netzstress eher durch Wind ausgelöst ist. Allerdings gibt es auch im Norden einzelne Fälle: So berichten Netzbetreiber in Schleswig-Holstein und Niedersachsen, dass an sonnigen Tagen im Verteilnetz mancher Gemeinden (mit vielen PV-Freiflächenanlagen) temporär eingegriffen werden muss – wenn etwa die Leitungskapazitäten für den gleichzeitigen Abtransport von Wind- und Solarstrom nicht reichen. Insgesamt bleibt das Muster aber klar: Süddeutschland, vor allem Bayern, ist am stärksten betroffen. Im Tennet-Regelgebiet (zu dem große Teile Bayerns gehören) fielen 2024 die meisten PV-bezogenen Eingriffe an, während im Amprion- und TransnetBW-Gebiet (BW, Rheinland-Pfalz, NRW) sowie im Osten (50Hertz) deutlich geringere PV-Drosselungsvolumina gemeldet wurden. Die Bundesnetzagentur hat die Landesregierungen aufgefordert, für Transparenz zu sorgen, welche konkreten Netzgebiete betroffen sind und in welcher Höhe Abregelungen stattfinden. Gerade in Bayern soll bis 2025 offenlegt werden, wo größere neue EE-Anlagen aufgrund von Netzengpässen gar nicht mehr zeitnah ans Netz angeschlossen werden können – ein weiterer Indikator, dass die regionale Verteilnetzkapazität in einigen Regionen nahezu ausgeschöpft ist.
Zusammenfassend lässt sich sagen: Wer in Süddeutschland (insb. Bayern) eine große PV-Dachanlage betreibt, muss heute mit den häufigsten und umfangreichsten Eingriffen rechnen. Im übrigen Bundesgebiet sind PV-Abregelungen (noch) eher punktuell – etwa in einigen sonnenreichen Teilen Ostdeutschlands oder an netzschwachen Knoten – halten sich aber insgesamt in Grenzen. Diese geografische Schieflage deckt sich mit dem generellen Gefälle der EE-Erzeugung: Im Norden dominiert die Windkraft (daher dort v.a. Wind-Abregelung), im Süden dominiert PV (daher hier PV-Abregelung). Mit dem weiteren Ausbau der Solarenergie könnte sich das Abregelungsproblem jedoch auch auf andere Regionen ausweiten, falls die Netze nicht Schritt halten.
Entwicklung seit 2023: Deutliche Zunahme der PV-Abregelungen
Abbildung: Monatliche Volumina der abgeregelten Einspeisung (Redispatch) in Deutschland nach Energieträgern. Die orangefarbenen Segmente zeigen die Photovoltaik. Seit 2023 ist ein starker Anstieg der PV-Abregelungen zu verzeichnen, insbesondere in sonnenreichen Monaten 2024 und 2025
Der Umfang erzwungener PV-Abschaltungen hat sich seit 2023 drastisch erhöht. Im Jahr 2023 wurden bundesweit rund 0,7 TWh Solarstrom abgeregelt – bereits ein beachtlicher Wert, der etwa 2–3 % der PV-Jahreserzeugung entsprach. Doch 2024 kam es zu einem sprunghaften Anstieg: Insgesamt mussten etwa 1,389 TWh Photovoltaik nicht eingespeist werden, 97 % mehr als im Vorjahr.
Als Hauptgründe nannte die Bundesnetzagentur den Zubau der PV-Leistung (Deutschlandweit +10 GW in 2024) sowie außergewöhnlich viele Sonnenstunden im Sommer 2024. In der Tat war 2024 eines der sonnigsten Jahre; PV-Anlagen erreichten häufig ihre Spitzenleistung, was vermehrt Netzengpässe zur Mittagszeit verursachte. Dies spiegelt sich in den Zahlen wider: Allein in Bayern stiegen die abgeregelten PV-Mengen von ca. 382 GWh (2023) auf etwa 981 GWh (2024). Bundesweit machten Abregelungen Erneuerbarer 2024 etwa 3,5 % der grünen Stromerzeugung aus, d.h. 96,5 % des Ökostroms konnten genutzt werden.
Die Daten für 2025 deuten auf eine Fortsetzung dieses Trends hin. Bereits im 1. Quartal 2025 überstieg das PV-Redispatch-Volumen mit 234 GWh den Vorjahreswert (Q1 2024: 108 GWh) um ein Vielfaches. Grund war ein extrem sonniger März 2025 (mit 199 Sonnenstunden, ein für Q1 außergewöhnlicher Wert) und die weiter gestiegene PV-Leistung von 86,4 GW (+10 GW gegenüber Q1 2024). Noch deutlicher fiel der Zuwachs im 2. Quartal 2025 aus: Hier wurden 1.168 GWh Solarstrom abgeregelt, fast doppelt so viel wie im Q2 2024 (605 GWh). Damit machten PV-Anlagen im Frühjahr/Sommer 2025 bereits über 50 % aller erneuerbaren Redispatch-Maßnahmen aus. Summiert man die ersten sechs Monate 2025, so liegen die abgeregelten PV-Mengen schon höher als im gesamten Vorjahr. Dies lässt erwarten, dass 2025 erstmals die Marke von 2 TWh abgeregeltem PV-Strom überschritten werden könnte, sofern sich die Entwicklung in Q3 und Q4 fortgesetzt hat.
Allerdings spielen Wetterextreme eine große Rolle: Sollte etwa ein ungewöhnlich windschwaches, sonnenreiches Jahr eintreten, steigt der PV-Abregelbedarf überproportional, umgekehrt könnten wolkige Sommermonate die Statistik etwas abmildern. Insgesamt ist jedoch seit 2023 eine klare Zunahme sowohl der Häufigkeit der Eingriffe als auch der absoluten abgeregelten PV-Mengen zu verzeichnen.
Die Photovoltaik rückt damit neben der Windenergie in den Fokus des Engpassmanagements.
Gesetzliche Grundlagen: EEG, EnWG und Redispatch 2.0 (Solarspitzengesetz)
Welche Regeln greifen bei PV-Dachanlagen ≥100 kWp, wenn es um steuerbare Einspeisung und Abschaltungen geht? Große PV-Anlagen unterliegen seit einigen Jahren strikten Vorgaben, die durch die Novellen des EEG und EnWG sowie zuletzt durch das „Solarspitzengesetz“ 2025 weiter verschärft wurden. Ein Überblick der wichtigsten Regelungen:
Remote-Steuerung (Einspeisemanagement): Schon das EEG 2012 verpflichtete Betreiber, ab bestimmten Größen Fernsteuertechnik vorzusehen. Aktuell schreibt §9 EEG vor, dass alle neuen Anlagen über 7 kW mit einem intelligenten Mess- und Steuersystem (Smart Meter mit Steuerbox) ausgerüstet sein müssen. Insbesondere PV-Anlagen > 100 kWp müssen seit Einführung von Redispatch 2.0 (1. Oktober 2021) vollständig in die standardisierten Einspeisemanagement-Prozesse integriert sein. Das heißt: Sie melden Einspeiseprognosen bzw. Fahrpläne und können von Netzbetreibern bei drohenden Engpässen gezielt heruntergeregelt werden. Anlagen zwischen 25 kW und 100 kW mussten früher entweder eine 70 %-Kappung einhalten oder fernsteuerbar sein – ab 2025 wird hier die Fernsteuerbarkeit zur Pflicht. Konkret gilt: Neue Anlagen ohne Steuerbox dürfen seit 1. März 2025 vorerst nur 60 % ihrer Nennleistung einspeisen. Diese harte Drosselung („Spitzenglättung“) entfällt, sobald ein fernsteuerbares Lastmanagement installiert ist. Bestandsanlagen sind von der 60%-Regel ausgenommen, können aber freiwillig nachrüsten. Ziel dieser Vorgaben ist es, unkontrollierte Einspeisespitzen zu reduzieren und Netzüberlastungen insbesondere zur Mittagszeit vorzubeugen.
Direktvermarktung und Redispatch 2.0: Für PV-Anlagen ab 100 kWp besteht seit einigen Jahren die Direktvermarktungspflicht – der Betreiber muss den Strom am Markt verkaufen (meist über einen Direktvermarkter) und erhält keine feste EEG-Vergütung mehr, sondern Der Staat zahlt die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert und dem tatsächlichen Marktpreis als Marktprämie. Diese Grenze wurde durch das Solarspitzengesetz schrittweise abgesenkt: Ab 2025 gilt die Pflicht bereits ab 90 kW, ab 2026 bei 75 kW und ab 2027 bei 25 kW. Für Neuanlagen über 100 kWp bleibt die Direktvermarktung ohnehin verpflichtend. Damit einher geht die Einbindung in das Redispatch 2.0: Alle direktvermarkteten Anlagen >100 kW zählen als „steuerbare Ressourcen“ im Stromnetz. Netzbetreiber dürfen ihre Einspeisung im Engpassfall reduzieren (§13 EnWG), faktisch wird aus dem früheren EEG-Einspeisemanagement ein umfassender Redispatch-Prozess. Neu ist, dass seit 2021 auch Verteilnetzbetreiber vermehrt Maßnahmen steuern und kleinere Erzeuger teilnehmen. Für Anlagenbetreiber bedeutet dies, dass sie technische Einrichtungen zur ferngesteuerten Wirkleistungsbegrenzung vorhalten und detaillierte Anlagendaten (Ist-Einspeisung, Prognosen) bereitstellen müssen. Die rechtliche Basis liefern §§13, 13a EnWG sowie §14 Abs.1 EnWG, die seit der EnWG-Novelle 2021/2023 auch dezentrale Erzeuger umfassen. Ein Zwischenschritt war die „70 %-Regel“: Kleinanlagen < 30 kWp durften lange Zeit auf 70 % der Peak-Leistung begrenzt einspeisen (ohne Fernsteuerung). Diese Regel wurde jedoch zum 1. Januar 2023 für Neuanlagen abgeschafft, um möglichst keinen EE-Strom ungenutzt zu lassen – stattdessen sollen Smart Meter den Netzbetreibern künftig auch bei Kleinanlagen Steuerungsmöglichkeiten geben. Insgesamt verfolgt die Gesetzgebung das Ziel, alle PV-Anlagen ab 2025 technisch steuerbar zu machen, um bei Bedarf Spitzeneinspeisungen kappen zu können.
Solarspitzengesetz 2025 – Negative Strompreise und Spitzenglättung: Mit der EnWG-Novelle vom 25. 02. 2025 („Solarspitzengesetz“) trat eine bedeutsame Änderung in Kraft: Keine EEG-Vergütung bei negativen Strompreisen. Wenn an der Börse der Strompreis unter 0 € fällt (was 2024 bereits in 457 Stunden vorkam), entfällt für neu in Betrieb genommene PV-Anlagen jegliche Vergütung während dieser Zeit. Praktisch heißt das: Bei einem Überangebot im Netz (typischerweise sonn- und windreiche Feiertage mit geringer Last) erhalten Neuanlagen ab März 2025 keine Einspeisevergütung mehr, solange der Börsenpreis negativ ist. Als Ausgleich wird die Förderlaufzeit um diese Stunden verlängert. Dennoch wirkt diese Regel wie ein Marktsignal für Anlagenbetreiber, ihren Strom in solchen Situationen lieber selbst zu nutzen oder zu speichern, statt ihn ins Netz zu drücken. Ergänzend wurde, wie oben beschrieben, die dynamische 60 %-Einspeisebegrenzung für Anlagen ohne Smart Meter eingeführt, um bis zur Ausstattung mit Steuertechnik das Netz zu entlasten. Bestandsanlagen können freiwillig in das neue Regelwerk wechseln und erhalten als Anreiz einen kleinen Zuschlag von +0,6 ct/kWh auf ihre Vergütung, sofern sie die notwendigen technischen Nachrüstungen durchführen. Zusammenfassend greifen seit 2025 also mehrere gesetzliche Stellschrauben ineinander:
Volle Fernsteuerbarkeit, flexible Markteingriffe und Anreize zum Eigenverbrauch sollen sicherstellen, dass der rapide PV-Zubau ins Netz integrierbar bleibt. Für Betreiber großer PV-Dachanlagen bedeutet dies zwar höhere technische Anforderungen und Marktrisiken (z.B. bei negativen Preisen), bietet aber auch Chancen – etwa durch Direktvermarktung mit höheren Marktprämien bei Flexibilität oder durch Einspeisemanagement-Vergütungen bei Eingriffen.
Wirtschaftliche Auswirkungen: Ertragsverluste & Entschädigung
Ertragsverluste durch Abregelung: Im Alltag eines PV-Investors bedeuten Einspeisemanagement-Maßnahmen zunächst verlorene Kilowattstunden, die nicht verkauft werden können. Allerdings sind die prozentualen Ertragsverluste bisher im Durchschnitt moderat. Über alle Anlagen gerechnet gingen 2024 etwa 3,5 % der erneuerbaren Stromproduktion durch Abregelung verloren. Bei Photovoltaik liegt dieser Anteil je nach Region und Anlage meist im niedrigen einstelligen Prozentbereich der Jahresproduktion. So wurden z.B. in Bayern 2024 rund 4 % des PV-Stroms abgeregelt (986 GWh bei ca. 26 TWh Jahreserzeugung).
Für die einzelne Anlage hängt der Verlust stark von Standort und Netzsituation ab: In einem „vollen“ Netzabschnitt kann es an vielen sonnigen Tagen zur Drosselung kommen, während Anlagen in weniger kritischen Gebieten kaum je betroffen sind. Bei großen Anlagen >100 kWp ohne Eigenverbrauch können Abregelungen in Spitzenzeiten jedoch auch höhere Anteile ausmachen, insbesondere wenn etwa zu Mittag regelmäßig Leistung gekappt wird.
Wir bei German Energies beobachten bei manchen Anlagen ohne Batteriespeicher teilweise bis zu 9% Abschaltungen. Aus diesem Grund hat unser internes Entwicklungsteam die letzten 12 Monate ein lösungsorientiertes Konzept ausgearbeitet, dass die Abschaltungen nahezu eliminiert.
Das Solarspitzengesetz verschärft die potenziellen Verluste für neue Anlagen ohne Smart Meter deutlich, hier drohen bis zu 40 % Einnahmeausfall, solange die 60%-Drosselung aktiv ist. Aus diesem Grund wird bei German Energies jede Anlage ab Tag 1 mit einer Steuertechnik versehen. Zudem fallen Entschädigungszahlungen an, die die wirtschaftlichen Einbußen mindern (siehe unten). Ein Sonderfall sind negative Strompreise: In diesen Stunden erhalten Neuanlagen keine Vergütung, was de facto einem 100%igen Ertragsverlust gleichkommt. Solche Situationen traten 2024 vor allem an sonnigen Wochenenden im Frühjahr auf (ca. 5 % der Jahresstunden). Hier kann durch vorausschauendes Lastmanagement (Batteriespeicher laden, Elektrolyseure betreiben, E-Autos laden) der Verlust teilweise vermieden werden – ein Punkt, der in Zukunft an Bedeutung gewinnt.
Entschädigung bei Netzabschaltungen: Wird eine PV-Anlage auf Anweisung des Netzbetreibers abgeregelt (sei es via Einspeisemanagement nach EEG oder via Redispatch 2.0 nach EnWG), hat der Betreiber in der Regel Anspruch auf finanziellen Ausgleich. Laut EEG-Leitfaden erhält eine nach 2012 in Betrieb genommene PV-Anlage 95 % der entgangenen Einnahmen erstattet. Praktisch bedeutet das: Für den abgeregelten Strom wird fast die volle Einspeisevergütung bzw. Marktprämie gezahlt, abzüglich eines Eigenbehalts von 5 %. (Ältere Bestandsanlagen vor 2012 bekamen noch 100 % ersetzt) Diese Kosten werden über die Netzentgelte letztlich auf die Stromverbraucher umgelegt. Im Jahr 2024 flossen deutschlandweit 554 Mio. € Entschädigungen an EE-Anlagenbetreiber, trotz insgesamt leicht gesunkener Abregelungsmenge – dank gesunkener Börsenstrompreise waren die Ausgleichszahlungen sogar 4 % niedriger als 2023. Für PV-Betreiber heißt das: Die unmittelbaren Umsatzverluste durch Redispatch-Eingriffe sind stark begrenzt. Ohne Entschädigungsregelung würden PV-Abregelungen die Rentabilität vieler Projekte deutlich schmälern; mit Entschädigung bleiben 95 % der geplanten Erlöse erhalten. Es gibt jedoch Ausnahmen: Bei negativen Preisen besteht kein Vergütungsanspruch – da in diesen Stunden „ohnehin“ keine EEG-Vergütung gezahlt würde, wird auch nichts ersetzt. Entschädigt werden nur netzbedingt angeordnete Abschaltungen (§15 EEG bzw. §13a EnWG). Die Berechnung der sogenannten Ausfallarbeit (kWh-Menge, die abgeregelt wurde) erfolgt standardisiert, entweder per Fernauslesung der Einspeiseleistung vor dem Eingriff oder anhand von typischen Solarleistungsprofilen (Anlagenfaktoren). Für Anlagen >100 kW liegen in der Regel 15‑Minuten-Messungen vor, sodass die Berechnung recht präzise ist. Insgesamt mildert das Entschädigungssystem die wirtschaftlichen Auswirkungen für PV-Investoren erheblich: Obwohl 2024 über 1,3 TWh Solarstrom abgeregelt wurden, blieb den Betreibern dank Entschädigungen der Großteil der Einspeiseerlöse erhalten. Für das Gesamtsystem verursachen diese Zahlungen allerdings hohe Kosten (2024: ~554 Mio €), ein wesentlicher Treiber für Netzentgelte.
Steuerliche Aspekte (IAB und Abschreibungen)
Viele Betreiber großer PV-Dachanlagen, sowie auch die Teilnehmer unseres „Investor Club’s“, nutzen steuerliche Gestaltungsmöglichkeiten, um Erträge und Investitionen zu optimieren. Ein zentrales Instrument ist der Investitionsabzugsbetrag (IAB) nach §7g EStG. Damit können schon vor Anschaffung bis zu 50 % der voraussichtlichen Investitionskosten (max. 200.000 €) gewinnmindernd geltend gemacht werden.
Curtailment an sich beeinflusst den IAB nicht direkt, wohl aber die Ertragslage des Projekts: Wenn eine Anlage durch Abregelungen und negative Preise weniger Gewinn erwirtschaftet als geplant, fällt in den ersten Jahren ggf. ein höherer steuerlicher Verlust an. Aus Investorensicht kann dies sogar vorteilhaft sein, etwa um andere Einkünfte zu kompensieren, solange die Finanzierung des Projekts gesichert bleibt. In Kombination mit Sonderabschreibungen (bis zu 40 % im ersten Jahr) und der linearen AfA über 20 Jahre lassen sich bei PV-Investments große Teile der Kosten schon früh von der Steuer absetzen. So können laut Branchenbeispielen bis zu ~60 % der Investitionssumme im ersten Jahr steuerlich wirksam gemacht werden. Sollte durch Abregelungen der laufende Überschuss gemindert sein, erhöht sich zunächst der steuerliche Verlustvortrag, was die Steuerlast weiter reduziert.
Wichtig ist jedoch, dass das Geschäftsmodell langfristig noch profitabel bleibt. Hier wirken die Entschädigungszahlungen stabilisierend: Da 95 % der entgangenen Einspeisevergütung erstattet werden, bleibt die Umsatzbasis für die Abschreibungsjahre weitgehend intakt.
Kurz gesagt: Das IAB-Modell wird durch PV-Abregelungen nicht grundlegend beeinträchtigt. Investoren profitieren weiterhin von erheblichen Steuervorteilen, welche die Rendite selbst bei leichten Ertragseinbußen sichern helfen. Dennoch sollten Projektkalkulationen künftig konservativ erfolgen, z.B. geringere Vollbenutzungsstunden ansetzen, um die Möglichkeit von Einspeiseeinschränkungen abzubilden.
Insgesamt kompensieren Steuervorteile und Entschädigungen einen Großteil der finanziellen Auswirkungen von Abregelungen, sodass große PV-Dachprojekte in Deutschland nach wie vor wirtschaftlich attraktiv bleiben.
Prognose 2026: Die German Energies Lösung
Die anhaltend hohe Zubaudynamik bei Photovoltaik (2024 wurden knapp 17 GW neu installiert und die absehbar längeren Netzausbauzeiten lassen vermuten, dass Abregelungen auch in den kommenden Jahren ein Thema bleiben und tendenziell zunehmen.
German Energies hat reagiert und löst das Problem mit einem dualen System, das sowohl Photovoltaikanlage, als auch einen Grünstrom-Großspeicher kombiniert. Ab 2026 wird jede neue Dachanlage nur noch mit integriertem Stromspeicher gebaut. Bestehende Anlagen ohne Speicher werden nachgerüstet.
Auf Anlagenebene werden Batteriespeicher zunehmend wirtschaftlich interessant, um einen Teil des Solarstroms selbst zwischenzuspeichern, um Abregelungen zu vermeiden. Das Solarspitzengesetz macht dies noch attraktiver: Überschüssige Energie kann im Akku gepuffert und später genutzt werden, anstatt mittags gekappt zu werden.
Für 2026 ist mit einer deutlich größeren installierten Speicherkapazität zu rechnen, um möglichst keinen Solarstrom ungenutzt lassen zu müssen. Damit verschiebt sich ein Teil der Energiemenge in Abendstunden, was Abregelungen reduziert.
Für alle anderen Anbieter, die nicht über solche Lösungen verfügen, schätzen unsere Experten verschiedene Szenarien ein, wie sich das bis 2026 und darüber hinaus entwickeln könnte:
Kontrolliertes Wachstum vs. Netzschwäche: Im Netzentwicklungsplan Strom (NEP) wird mittlerweile einkalkuliert, dass ein gewisses Maß an Einspeisemanagement dauerhaft nötig ist. So legen die Netzplaner den Szenarien zugrunde, dass maximal ca. 3 % der Jahresproduktion je EE-Anlage abgeregelt werden, um unwirtschaftlich hohen Netzausbau zu vermeiden. Diese Quote könnte in der Praxis bis 2026 tatsächlich erreicht oder überschritten werden, falls der PV-Zubau weiter >10 GW pro Jahr bleibt. Einige Studien warnen, dass ohne Gegenmaßnahmen bereits ab 2025/26 spürbar größere Solarstrommengen ungenutzt bleiben könnten. Besonders an sonnigen Frühjahrswochenenden dürfte häufiger Überschuss herrschen, mit der Konsequenz regelmäßiger Abschaltungen zur Mittagszeit. Simulationsrechnungen von Marktakteuren zeigen, dass ein typischer neuer PV-Park (ohne Speicher) unter den 2025er Regeln bis zu ~21 % weniger Netzeinspeise-Einnahmen erzielen könnte, wenn keine Optimierungen erfolgen. Zwar ist dies ein Worst-Case für ungesteuerte Anlagen; dennoch unterstreicht es die Erwartung, dass Spitzenkappung zum Normalfall werden könnte.
Netzausbau und neue Leitungen: Die Inbetriebnahme großer Nord-Süd-Höchstspannungsleitungen (SuedLink, SuedOstLink) ist erst gegen 2028/29 zu erwarten. Bis 2026 dürften daher nur begrenzte neue Transportkapazitäten verfügbar sein, um PV-Spitzen von Süddeutschland in andere Regionen zu verlagern. Auch auf Verteilnetzebene sind viele Verstärkungsprojekte (Transformatoren, neue Kabel) in Planung, aber nicht kurzfristig umsetzbar. Das heißt, in den nächsten zwei Jahren bleibt die Netzkapazität der begrenzende Faktor. Netzbetreiber rechnen damit, dass die Kosten für Engpassmanagement vorerst weiter hoch bleiben oder sogar steigen. Immerhin: 2024 sanken die Gesamtkosten trotz mehr PV-Abregelung leicht (von 3,335 Mrd. € in 2023 auf 2,776 Mrd. €), da vermehrt konventionelle Kraftwerke statt EE abgeregelt wurden. Für 2025/26 könnte sich dieser Trend umkehren, wenn Solar noch dominanter wird. Einige Übertragungsnetzbetreiber entwickeln derweil Strategien, um mit dem Status quo besser umzugehen, bis die Netze da sind.
„Nutzen statt Abregeln“ – Flexibilitäten nutzen: Eine hoffnungsvolle Maßnahme ist die im EnWG neu verankerte §13k – zuschaltbare Lasten („Nutzen statt Abregeln 2.0“). Seit Oktober 2024 läuft hierzu eine Erprobungsphase, in der die vier ÜNB gezielt zusätzlichen Stromverbrauch aktivieren, um Netzengpässe zu entschärfen. Konkret sollen flexible Verbraucher (z.B. Großwärmepumpen, Kühlhäuser, Elektrolyseure, Batteriespeicher) in Regionen mit drohender Abregelung Strom zugeteilt bekommen, der sonst abgeregelt würde. Ab 2025/26 ist geplant, dieses Prinzip in ein reguläres Ausschreibungsverfahren zu überführen, sodass Verbraucher gegen Entgelt Überschussstrom aufnehmen. Die Erwartung: Bis 2026 könnten bereits nennenswerte Mengen Solarstrom, die früher abgeregelt worden wären, sinnvoll genutzt werden – etwa zur Wärmeerzeugung oder für grünen Wasserstoff. Dieses Instrument steckt noch in den Anfängen (die ÜNB mussten bis April 2024 ein Konzept vorlegen), wird aber breit unterstützt. Es signalisiert einen Paradigmenwechsel: weg vom reinen „Abregeln und Entschädigen“ hin zu mehr Flexibilität im System. Sollte „Nutzen statt Abregeln“ erfolgreich skalieren, könnte das Szenario ab 2026 so aussehen, dass zwar weiterhin sehr hohe Solarleistungsspitzen auftreten, aber ein größerer Teil davon durch intelligente Verbrauchssteuerung aufgenommen wird – die Abwurfmengen würden dann trotz weiter steigendem PV-Anteil weniger stark wachsen als befürchtet.
Politische Zielwerte und Netzwerkstabilität: Die Bundesregierung hat ambitionierte PV-Ziele (215 GW bis 2030). Um diese umzusetzen, ohne in massenhaften Einspeisemanagement zu enden, werden weitere Maßnahmen diskutiert. Für 2026 steht z.B. das „Solarpaket II“ im Raum, das u.a. regulatorische Erleichterungen für Speicher und netzdienliche Verbraucher bringen soll. Denkbar sind Förderprogramme für Netzbooster-Speicher (regionale Großbatterien an Engpässen) oder regionale Stromtarife, die Überschussstrom verbilligt anbieten. Einige Bundesländer (wie Bayern) fordern zudem, den Netzanschluss neuer Anlagen stärker zu priorisieren und notfalls Engpässe über regionale Spitzenglättung zu managen, bis der Ausbau nachkommt. Das könnte bedeuten, dass große PV-Dachanlagen temporär mit Leistungsbegrenzungen genehmigt werden (z.B. nur 70 % Einspeisung zulassen, rest nur bei Eigenverbrauch) – ein Szenario, das Investoren kennen sollten. Im Extremfall könnte die Politik auch die Entschädigungsregelungen überdenken, falls Abregelungen zu häufig werden: Eine Absenkung unter 95 % Ersatz (ähnlich wie bei Wind Offshore schon Praxis) oder Deckelungen der erstattungsfähigen Stunden sind in Fachkreisen im Gespräch, um Anreize für Speicher statt immer wachsende Entschädigungszahlungen zu setzen. Allerdings wäre das ein einschneidender Schritt, der sorgfältig abgewogen werden müsste, um die Investitionssicherheit nicht zu gefährden.
Fazit
Für 2026 erwarten viele Experten einerseits weiter steigende PV-Einspeisungen (voraussichtlich neues Allzeithoch der Solarstromproduktion) und damit auch einen anhaltenden Druck auf die Netze. Andererseits werden neue Instrumente und Technologien greifen, um die Lage zu entschärfen. Optimistische Szenarien gehen davon aus, dass durch verstärktes Flexibilitätsmanagement (Lasten, Speicher) der Großteil des zusätzlichen Solarstroms genutzt werden kann und der Abregelanteil prozentual nicht dramatisch steigt. Pessimistischere Stimmen warnen, dass ohne deutlich beschleunigten Netzausbau im Verteilnetz lokale Einspeisestopps zur „Normalität“ werden könnten, was letztlich wertvollen Ökostrom verschenkt.
Die Wahrheit wird vermutlich dazwischen liegen:
Redispatch-Maßnahmen bei PV werden 2026 zum Stromalltag gehören, aber mit intelligenter Steuerung und neuen Marktmechanismen besteht die Chance, die Effizienz der Nutzung hochzuhalten.
Für Betreiber großer PV-Dachanlagen heißt das, sich frühzeitig auf flexible Betriebsweisen einzustellen:
Die Wahl einer professionellen Firma, eigener Speicher, vorausschauende Direktvermarktung, Lastmanagement und technische Aufrüstung werden wichtiger denn je, um trotz gelegentlicher Netzabschaltungen maximale Erträge zu erzielen und vom Solarboom der nächsten Jahre voll zu profitieren. 🔆
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