Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) warnt vor einem spürbaren Rückgang privater PV-Investitionen, sollte die geplante Streichung der EEG-Einspeisevergütung für Kleinanlagen Wirklichkeit werden. Parallel zeigt eine Marktanalyse, dass mittelständische Unternehmen keinen realistischen Zugang zu langfristigen Grünstrom-Abnahmeverträgen (PPAs) erhalten – ein doppeltes Hindernis für die Energiewende.
EEG-Reform: Was die Streichung der Einspeisevergütung bedeutet
Die Debatte um die Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) nimmt an Schärfe zu. Pläne, die Einspeisevergütung für Photovoltaik-Dachanlagen bis 25 Kilowatt-Peak (kWp) vollständig zu streichen und Betreiber auf die Direktvermarktung zu verweisen, stoßen auf klaren Widerspruch aus der Wissenschaft. Das Fraunhofer ISE kommt in einer aktuellen Studie zu einem eindeutigen Befund: Die Direktvermarktung kann die wegfallende EEG-Vergütung nicht vollständig kompensieren.
Konkret bedeutet das: Zahlreiche Anlagenkonzepte würden unter einer solchen Regelung wirtschaftlich schlechter gestellt. Selbst der Bau kleinerer Anlagen, der Einsatz größerer Energiespeicher oder die Nutzung dynamischer Stromtarife könnten die entstehenden Verluste nicht ausgleichen, so die Forscher. Für potenzielle Investoren bedeutet die geplante Umstellung vor allem eines: Unsicherheit – und Unsicherheit bremst Investitionsentscheidungen.
Das Fazit der Studie ist eindeutig: Bei Abschaffung der EEG-Vergütung für kleine PV-Dachanlagen zum jetzigen Zeitpunkt sei von einer deutlichen Verringerung privater Investitionen auszugehen. In einer Phase, in der Deutschland den Zubau erneuerbarer Energien massiv beschleunigen muss, wäre das ein gravierender Rückschritt für die Klimaschutzziele.
Mittelstand ohne Absicherung: Die PPA-Lücke
Während Privatpersonen durch die drohende EEG-Reform verunsichert werden, kämpft der gewerbliche Mittelstand mit einem strukturell anderen, aber ebenso dringlichen Problem: dem fehlenden Zugang zu Stromabnahmeverträgen, sogenannten Power Purchase Agreements (PPAs). Diese Verträge erlauben es Unternehmen, direkt von Erzeugern Grünstrom zu festen Preisen und über lange Laufzeiten zu beziehen – der wirksamste Schutz gegen volatile Energiemärkte.
In der Praxis aber funktionieren PPAs in Deutschland fast ausschließlich für Großabnehmer. Wer hohe Abnahmemengen garantiert, ein externes Bonitätsrating vorweisen und eine eigene Energiebeschaffungsabteilung betreiben kann, erhält Zugang zu diesen Verträgen. Mittelständische Betriebe erfüllen diese Voraussetzungen in der Regel nicht – und bleiben damit auf einen Markt angewiesen, dessen Preise von globalen Entwicklungen abhängen.
Geopolitische Schocks als Stresstest
Wie teuer fehlende Absicherung werden kann, hat die militärische Eskalation im Iran ab Februar 2026 gezeigt. Der TTF-Gaspreis – der wichtigste europäische Großhandelspreis für Gas und zugleich Referenzpunkt für viele Lieferverträge – verdoppelte sich innerhalb weniger Tage auf über 60 Euro pro Megawattstunde, in der Spitze auf 74 Euro. Da Gas in der sogenannten Merit Order der Strombörse die Grenzkosten bestimmt, stiegen die Großhandelsstrompreise unmittelbar auf bis zu 149 Euro pro Megawattstunde.
Klassisches Terminmarkt-Hedging über Futures – rechtlich bindende Vereinbarungen zum Kauf oder Verkauf von Strom zu einem im Voraus festgelegten Preis – versagte in dieser Situation vollständig. Solche Instrumente bieten bei geopolitischen Schocks keinen wirksamen Schutz. PPAs, die auf den Vollkosten erneuerbarer Erzeugung über die Projektlaufzeit basieren – dem sogenannten Levelized Cost of Energy (LCOE) –, wären ein echter Ausweg gewesen. Die betroffenen Mittelständler hatten keinen Zugang dazu.
Warum der Zugang versperrt bleibt
Das Hindernis liegt nicht im Instrument selbst, sondern in der Art, wie PPAs heute strukturiert und finanziert werden. Projektfinanzierende Banken verlangen Bonitätsnachweise, die selbst wirtschaftlich gesunde mittelständische Unternehmen häufig nicht erbringen können. Großkonzerne mit externen Ratings schließen Verträge problemlos ab; der Mittelstand scheitert an dieser Hürde.
Erschwerend kommt die operative Komplexität hinzu. Ein klassischer PPA erfordert die Abstimmung von Erzeugungs- und Lastprofilen, die Beschaffung von Reststrom, das Management von Ausgleichsenergie, die Steuerung von Bilanzkreisen sowie die Aufteilung von Preis- und Mengenrisiken. Ohne eigenes Energieteam sind diese Anforderungen im Tagesgeschäft kaum zu bewältigen – gerade für Betriebe, die sich auf die Herausforderungen internationaler Märkte konzentrieren müssen.
Doppeltes Risiko für den Solarausbau
Beide Entwicklungen – die geplante EEG-Reform für Kleinanlagen und der versperrte PPA-Zugang für den Mittelstand – verweisen auf dasselbe strukturelle Problem: Die Instrumente der Energiewende sind bislang vor allem auf Großakteure ausgerichtet. Kleine Dachanlagenbetreiber und mittelständische Gewerbebetriebe fallen durch die Raster.
Lösungsansätze wie aggregierte PPAs, bei denen mehrere Mittelständler gemeinsam als Abnehmer auftreten, oder schlankere Vertragsmodelle mit ausgelagertem Risikomanagement werden diskutiert. Solange jedoch keine strukturellen Marktanpassungen oder regulatorischen Reformen folgen, bleibt die Versorgungslücke bestehen. Für Betriebe und Hausbesitzer in Nordrhein-Westfalen ist das ein deutliches Signal, die eigene Energiestrategie frühzeitig zu überprüfen und unabhängiger von Börsenstrompreisen zu werden.
Hausbesitzer und Installateure aus Drensteinfurt und NRW können sich bei der KW PV Solutions UG zur Photovoltaik-Planung und zu Fördermöglichkeiten beraten lassen.
Quellen: pv-magazine.de · energie-experten.org
