Solarpark ohne Speicher: Warum jetzt der Business Case über das Projekt entscheidet
Auf einen Blick
- Branchenmeldungen über zurückgefahrene Solarprojekte verweisen auf ein rechtliches Kernproblem: Nicht die Baugenehmigung, sondern das regulatorische Umfeld bestimmt heute die Wirtschaftlichkeit eines Freiflächen-Solarparks.
- Vier Stellschrauben sind entscheidend: die Entwertung ungespeicherter Einspeisung bei negativen Preisen (§ 51 EEG), die geplante Umstellung vom Marktprämienmodell auf Differenzverträge ab 2027, die Anschluss- und Netzentgeltfragen rund um Batteriespeicher (§ 118 Abs. 6 EnWG, AgNes) sowie der geplante Redispatch-Vorbehalt im Netzpaket.
- Wer jetzt Projekte strukturiert, sollte diese Punkte vor der finalen Investitionsentscheidung rechtlich bewerten und das verbleibende Investitionsfenster nutzen.
Mehrere Branchenmeldungen zeichnen derzeit ein ähnliches Bild: Große Projektierer fahren den Bau von Freiflächen-Solarparks in Deutschland zurück. In einem Bericht der Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZFK) erklärte der Geschäftsführer eines bekannten Solaranlagenbauers, sein Unternehmen errichte aktuell kein einziges Solarprojekt im Inland; der größte Wettbewerber sei nicht die Konkurrenz, sondern der Business Case. Ein weiterer Marktteilnehmer beschreibt den Markt als zunehmend volatil und hat einen Sparkurs eingeleitet.
Aus rechtlicher Sicht ist diese Entwicklung weniger eine Frage der Technik oder des Standorts als eine Frage des regulatorischen Rahmens. Genehmigungsfähigkeit allein sichert kein wirtschaftlich tragfähiges Projekt mehr. Entscheidend ist, wie sich Förderung, Netzanschluss, Netzentgelte und Abregelungsrisiken über die Laufzeit verteilen – und genau diese Parameter befinden sich derzeit gleichzeitig in Bewegung.
Nicht die Genehmigung – das regulatorische Umfeld entscheidet
In der Beratungspraxis verschiebt sich der Schwerpunkt der Projektprüfung. Während früher Flächensicherung und Genehmigung im Zentrum standen, rücken heute vier regulatorische Themen in den Vordergrund, die unmittelbar auf die Kalkulation durchschlagen. Sie wirken kumulativ: Jede einzelne Stellschraube verändert das Erlös- oder Kostenprofil, gemeinsam entscheiden sie über die Bankfähigkeit eines Vorhabens.
Vier rechtliche Stellschrauben
1. Negative Börsenstrompreise entwerten ungespeicherte Einspeisung
Mit dem sogenannten Solarspitzengesetz wurde § 51 EEG verschärft. Für förderfähige Neuanlagen entfällt die Vergütung in Stunden mit negativen Börsenstrompreisen – und zwar nach einem Stufenplan, der den zulässigen Zeitraum schrittweise verkürzt. Wer Strom nur einspeist, statt ihn zwischenzuspeichern und zeitversetzt zu vermarkten, verliert in diesen Stunden den Erlös. Das ist der ökonomische Kern hinter der Aussage, ungespeicherte Solarparks rechneten sich kaum noch.
2. Vom Marktprämienmodell zum Differenzvertrag
Das bisherige, einseitige Marktprämienmodell soll durch zweiseitige Differenzverträge (Contracts for Difference) mit einem Refinanzierungsbeitrag in Hochpreisphasen abgelöst werden. Hintergrund ist nicht allein nationale Reformpolitik, sondern eine unionsrechtliche Vorgabe: Die reformierte Strombinnenmarktverordnung schreibt für neue Förderverträge entsprechende Instrumente vor, und die beihilferechtliche Genehmigung des geltenden Fördersystems ist befristet. Für die Kalkulation bedeutet das eine gedeckelte Oberseite – die Mehrerlöse in Hochpreisphasen werden teilweise abgeschöpft.
3. Batteriespeicher: Anschluss, Befreiung und Netzentgelte
Wird der Speicher zur faktischen Voraussetzung, verlagert sich die rechtliche Prüfung auf drei Punkte: den Netzanschluss von Co-location-Speichern, die zeitlich befristete Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG sowie die im AgNes-Verfahren der Bundesnetzagentur entstehende neue Netzentgeltsystematik. Hier geht es um Stichtage, Vertrauensschutz und die Frage, ab wann Speicher in welchem Umfang Netzentgelte tragen.
4. Der geplante Redispatch-Vorbehalt
Im Referentenentwurf des sogenannten Netzpakets wird ein Mechanismus diskutiert, der in stark abgeregelten Netzgebieten den Entschädigungsanspruch bei Abregelung für Neuanlagen über einen längeren Zeitraum einschränken würde. Anders als verkürzte Darstellungen nahelegen, geht es dabei weniger um eine neue Zwangsdrosselungsbefugnis – die Eingriffsrechte bestehen bereits – als um die Verteilung des Abregelungsrisikos. Für die Standortwahl ist das ein erheblicher Faktor.
Was das für Unternehmen bedeutet
Für Investoren, Industrieunternehmen und Stadtwerke folgt daraus eine veränderte Reihenfolge der Projektprüfung. Die wirtschaftliche Tragfähigkeit hängt zunehmend von Parametern ab, die rechtlich gestaltbar sind: von der Wahl des Vermarktungsmodells über die zeitliche Lage der Investitionsentscheidung bis zur Standortbewertung anhand der Netz- und Abregelungssituation. Wer diese Punkte erst nach der Flächensicherung prüft, riskiert, ein genehmigungsfähiges, aber nicht finanzierbares Projekt zu entwickeln.
Praxishinweis
Wir raten regelmäßig dazu, die vier genannten Stellschrauben vor der finalen Investitionsentscheidung gemeinsam zu bewerten – nicht isoliert. Insbesondere die zeitliche Lage der Inbetriebnahme und der Investitionsentscheidung kann darüber entscheiden, ob ein Projekt noch unter günstigere Übergangsregelungen fällt. Eine frühe rechtliche Strukturierung schafft hier Planungssicherheit.
In den kommenden Tagen vertiefen wir die vier Stellschrauben in einer Beitragsreihe: zunächst die Wirkung negativer Strompreise nach § 51 EEG, anschließend die Umstellung auf Differenzverträge, danach die Netzanschluss- und Netzentgeltfragen rund um Batteriespeicher und abschließend den geplanten Redispatch-Vorbehalt.
Fazit
Der Rückzug einzelner Projektierer ist kein technisches, sondern ein regulatorisches Signal. Freiflächen-PV bleibt investierbar – aber die Wirtschaftlichkeit entscheidet sich heute an rechtlich gestaltbaren Parametern, die vor der Investitionsentscheidung zusammen betrachtet werden sollten.
Sie planen ein Freiflächen- oder Hybridprojekt und möchten Förderung, Netzanschluss und Abregelungsrisiken vorab rechtlich bewerten lassen? Sprechen Sie uns an.