Inhaltsverzeichnis

• Einleitung
• Trend 1: Modulpreise erreichen den Tiefpunkt – Q3 wird zum Schlüsselzeitraum für Beschaffungen
• Trend 2: Beschleunigte Umsetzung der politischen Maßnahmen – Bereitstellung von Bedingungen für die Marktreife
• Trend 3: Technologischer Wandel – Auswahlkriterien verschieben sich hin zu anpassungsfähigen Szenarien
• Trend 4: Finanzierungsdruck steigt – Zero-Investment-Partnerschaften verändern das Marktgefüge
• Trend 5: Langfristig stabile Erträge dominieren die Projektbewertung
• Fazit

Einleitung

In der zweiten Jahreshälfte 2025 steht der europäische Photovoltaikmarkt an einem entscheidenden Wendepunkt, an dem Politik, Preise und Technologien aufeinandertreffen.

In den letzten 18 Monaten hat die globale Photovoltaik-Wertschöpfungskette eine umfassende Korrektur durchlaufen. Die Modulpreise sind auf historische Tiefststände gefallen und stabilisieren sich. China hat Produktionskapazitäten restrukturiert, um Exportdruck zu lindern, während die Bestände in Europa weitgehend abgebaut wurden.

• Auf politischer Ebene wurden in Italien die Repowering-Initiativen gestartet, in Deutschland wird der Netzanschluss beschleunigt und in Spanien werden die Subventionen erhöht – jedoch bleibt die Umsetzung in unterschiedlichen Ländern inkonsistent.
• Die Bereitschaft der Unternehmen zur Implementierung bleibt weiterhin hoch, doch aufgrund hoher Finanzierungskosten und verzögerter politischer Maßnahmen wurden viele Projekte verschoben. Die Branche befindet sich derzeit im Übergang von einer passiven Anpassung zu einer strukturellen Umgestaltung.

Der Fokus verlagert sich von passivem Abwarten hin zu aktiver Entscheidungsfindung. Mit klareren Preisuntergrenzen, beschleunigten Anreizen und veränderten Bewertungsstandards wird die zweite Jahreshälfte 2025 zu einem entscheidenden Fenster für die Optimierung von Implementierungsstrategien.

Trend 1: PV-Modulpreise erreichen den Tiefpunkt – Q3 wird zum Schlüsselzeitraum für Beschaffungen

Im dritten Quartal 2025 erreichen die Modulpreise voraussichtlich ihren Tiefpunkt, mit einer moderaten Erholung im vierten Quartal, was es zu einem entscheidenden Zeitraum für Unternehmen macht, um ihre Kosten zu sichern.

Im dritten Quartal 2025 haben sich die PV-Modulpreise weitgehend auf ihrem tiefsten Niveau stabilisiert. Die neuesten Daten führender Forschungsunternehmen wie InfoLink und TrendForce zeigen bereits deutliche Preisänderungen in der Lieferkette:

• TOPCon Modul preise bleiben bei 0,13–0,14 €/W, was einem Rückgang von etwa 25–30 % im Vergleich zu den Preisen von 0,18–0,19 €/W zu Beginn des Jahres 2023 entspricht;
• PERC Modul preise sind auf etwa 0,11 €/W gefallen, was einem Rückgang von 45–50 % im Vergleich zum Durchschnittspreis von 0,21–0,22 €/W zu Beginn des Jahres 2023 entspricht;
• N-type G12R-Wafer (182×210 mm) haben einen Durchschnittspreis von 0,171 € pro Stück, mit einem monatlichen Anstieg von 8,0 %, was auf einen systemischen Anstieg der Kosten hinweist;
• Top-Unternehmen arbeiten mit einer Kapazitätsauslastung von 50–80 %, die Reduktionspläne wurden teilweise umgesetzt und die Bestände sind nahezu abgebaut.

Aus einer Investitionsperspektive zeigt der Anstieg der Preise für Zellen und Wafer in der Regel, dass die Modulpreise ihren Tiefpunkt erreicht haben. Mit der allmählichen Wirksamkeit der Kapazitätsrestrukturierung in China, steigenden Siliziumpreisen und dem Abbau der Bestände in Europa hat sich die untere Preisgrenze etabliert, und die Marktentwicklung zeigt eine vorsichtige Nachbestückung.

Anmerkung: Datenquelle – InfoLink. Das Diagramm zeigt den durchschnittlichen Transaktionspreis in Euro für N-type G12R und G12 monokristalline Wafer vom 27. Juni bis 31. Juli 2025.

Für Unternehmen mit klaren Umsetzungsplänen sollte das dritte Quartal als entscheidendes Beschaffungsfenster für das Jahr betrachtet werden:

• Sichern Sie sich frühzeitig die erforderlichen Module im Q3, um die Lieferzyklen zu optimieren;
• Vermeiden Sie das Risiko von strukturellen Preissteigerungen vor der erwarteten Netzanbindungswelle im Q4;
• Konzentrieren Sie sich auf das Verständnis des Preisänderungstempos, anstatt weiterhin auf eine längere Bodenbildung oder eine systematische Erholung zu setzen.

Obwohl die Preise voraussichtlich den Tiefpunkt erreicht haben, ist eine kurze Beobachtungsphase noch zulässig. Es ist jedoch wichtig, die Beschaffung mit dem Projektfortschritt abzustimmen, um dieses wichtige Fenster nicht zu verpassen.

Trend 2: Umsetzung der Photovoltaik-Politik beschleunigt – Bereitstellung von Bedingungen für die Marktreife

In mehreren europäischen Ländern sind die Photovoltaik-Anreizprogramme in die Umsetzungsphase übergegangen, was die Schwelle für die Unternehmensbereitstellung erheblich senkt.

Nach den politischen Vorbereitungen und Anpassungen in der ersten Jahreshälfte sind die Photovoltaik-Anreizmaßnahmen in den wichtigsten europäischen Ländern in der zweiten Jahreshälfte 2025 nun in die tatsächliche Ausführungsphase übergegangen. Die politischen Wege sind nun klarer, die Prozesse standardisiert, und die Bedingungen für die Unternehmensbereitstellung bewegen sich von Unsicherheit zu konkreten Umsetzungen.

• Italien: GSE hat Anfang 2025 offiziell den Repowering-Incentive-Prozess gestartet, wobei in vielen Regionen Antragskanäle und technische Anforderungen festgelegt wurden, und die Modernisierung älterer Anlagen ist nun in der praktischen Umsetzungsphase. Einige Regionen (wie Lombardei, Emilia-Romagna) haben Subventionsfenster geöffnet, die die Umrüstung von Dach-Photovoltaikanlagen und Energiespeichern unterstützen. Die Subventionen betragen bis zu 40 %, wobei der Schwerpunkt auf industriellen Dächern und landwirtschaftlichen Projekten liegt, und einige Projekte wurden bereits registriert.
• Deutschland: Die vereinfachte balkonkraftwerk Verordnung trat im Mai 2025 in Kraft: Optimierung der MaStR-Registrierung, einheitliche Steckdosenstandards und keine Notwendigkeit für Elektriker, was die Installationszeit erheblich verkürzt. Die EEG-Novelle legt fest, dass die Genehmigung für den Netzanschluss von mittelgroßen Projekten nicht mehr als drei Monate dauern darf (früher durchschnittlich über fünf Monate). Bundesländer wie Bayern bieten lokale Zuschüsse an, die mit den bundesweiten Programmen kombiniert werden können.
• Spanien: IDAE kündigte im Juli 2025 eine neue Finanzierungsrunde an und stellte etwa 180 Millionen Euro zur Unterstützung von kommerziellen und privaten Photovoltaikprojekten zur Verfügung. Kleine dezentrale Projekte und landwirtschaftliche Genossenschaften sind die Hauptzielgruppen, und in Regionen wie Katalonien und Andalusien wurde die erste Finanzierungswelle bereits ausgezahlt.
• EU-Ebene: Das CBAM-Verfahren tritt im Oktober 2025 in die Übergangsphase ein, und die verpflichtende CO2-Emissionsermittlung wird energieintensive Unternehmen dazu drängen, ihre lokalen Photovoltaik-Anlagen schneller zu installieren. Die Regulierung von Energiegemeinschaften tritt ebenfalls in Kraft, wobei Mitgliedstaaten bis Ende des Jahres Genehmigungs- und Subventionsmechanismen festlegen müssen. Deutschland, Frankreich und Österreich könnten als erste Länder die Regelungen umsetzen.

Die zweite Jahreshälfte 2025 bietet nun ein Fenster für die Bereitstellung von Projekten, die bereits mit den notwendigen Voraussetzungen für die Umsetzung ausgestattet sind. Die meisten Photovoltaik-Projekte haben sich von „unklaren Politiken“ zu „klaren Anreizen“ gewandelt. Die Anreizmechanismen erweitern sich von neuen Projekten hin zu Bestandsanlagen und Modernisierungen. Es wird erwartet, dass Q3 bis Q4 eine konzentrierte Phase für die Registrierung, Netzanschluss und Fördermittelanträge sein wird.

• Für Unternehmen, die bereits vorbereitet sind, sollten schnell Kontakt mit Institutionen wie GSE, BAFA und IDAE aufnehmen, um die Anreize zu sichern und die Ausführungsfristen zu klären;
• Für Projekte, die noch in der Evaluierungsphase sind, empfiehlt es sich, Ressourcen entsprechend dem lokalen politischen Zeitplan vorab zu konfigurieren, um Verzögerungen und Warteschlangenrisiken während der Spitzenphase zu vermeiden.

Trend 3: Technologischer Wandel – Auswahlkriterien verschieben sich hin zu anpassungsfähigen Szenarien

Die Auswahl von Photovoltaik-Modulen geht zunehmend von einer reinen Effizienzorientierung hin zu einer mehrdimensionalen Anpassung an spezifische Einsatzszenarien. Technologien wie TOPCon, IBC und HJT bieten jeweils ihre eigenen Vorteile je nach Anwendung.

Die Auswahl der Photovoltaik-Komponenten ist ein wesentlicher Bestandteil der Systembereitstellungsstrategie. Eine sinnvolle Konfiguration der Modultypen trägt dazu bei, die langfristige Stabilität und die Ertragsperformance des Systems zu steigern.

• Hohe Temperaturzonen oder Projekte mit Sommerlastspitzen: HJT Module oder IBC Module sollten aufgrund ihrer niedrigeren Temperaturkoeffizienten bevorzugt werden, da sie unter konstant hoher Temperatur weniger Leistungseinbußen erleiden. TOPCon-Module bieten eine relativ ausgewogene Leistung bei gleichzeitig günstigeren Kosten, was sie für budgetbewusste Projekte geeignet macht.
• Gebäude mit eingeschränkter Dachlast oder ästhetischen Anforderungen: IBC Module mit ihrer einteiligen schwarzen Glasscheibe sind leicht, blendfrei und ästhetisch ansprechend. Sie eignen sich gut für kommerzielle Komplexe, Bildungseinrichtungen und denkmalgeschützte Gebäude, bei denen sowohl die Struktur als auch das Erscheinungsbild wichtig sind.
• Szenarien mit potenziellen Bifacial-Gewinnen (z.B. reflektierende Böden, Industriegebäude, Agrivoltaik-Gewächshäuser): HJT Module oder TOPCon Module werden empfohlen, um die Gesamtstromerzeugung durch den Hinterseiten-Gewinn effektiv zu steigern. PERC-Module sind zwar kostengünstiger, weisen jedoch bei Bifacialleistung und schwachem Licht Performancegrenzen auf.
• Bereiche mit Schattierung, Staub oder Blättern: IBC- und HJT-Module bieten stabilere Leistung bei schwachem Licht und teilweiser Verschattung. TOPCon-Module können eine sekundäre Option darstellen.

Ab der zweiten Jahreshälfte 2025 sollte die Auswahl von Photovoltaik-Modulen wieder auf die strukturelle Anpassung fokussiert werden, wobei bevorzugt Technologien gewählt werden sollten, die eine stabile Stromerzeugung und langfristige Erträge sicherstellen.

Trend 4: Finanzierungsdruck steigt – Zero-Investment-Partnerschaften verändern das Marktgefüge

Der Finanzierungsdruck nimmt weiterhin zu, und Zero-Investment-Partnerschaftsmodelle werden in der zweiten Jahreshälfte 2025 eine der Hauptstrategien für die Bereitstellung von Photovoltaikanlagen im gewerblichen und industriellen Bereich in Europa.

Im Jahr 2025 bleiben die Finanzierungskosten für Photovoltaik-Projekte aufgrund der langfristigen Hochzinsstrategie der Europäischen Zentralbank hoch. Investitionsmodelle, die auf Bankkrediten beruhen, sehen sich mit zunehmenden Herausforderungen wie sinkenden Renditen und langsamer verlaufenden PPA-Verhandlungen konfrontiert, wodurch die Attraktivität der Eigenfinanzierung sinkt. Im Gegensatz dazu gewinnt das Zero-Investment-Partnerschaftsmodell, bei dem keine Vorabinvestitionen erforderlich sind, zunehmend an Bedeutung, insbesondere bei kleinen und mittelständischen Unternehmen, die über eingeschränkte Liquidität verfügen und in diesem Modell Umsetzbarkeit und Vorteile finden.

Indem Unternehmen ihre Dachflächen an Drittinvestoren vermieten, können sie ohne anfängliche Kapitalinvestition feste Mietzahlungen oder vergünstigte Strompreise erhalten, gleichzeitig ihre Energiekostenstruktur optimieren und ihre Wettbewerbsfähigkeit sowie ihr nachhaltiges Image stärken.

Vorteile des Zero-Investment-Dachvermietungsmodells:

• Energieoptimierung: Das Dach-Photovoltaiksystem liefert Strom zu vergünstigten Preisen, was die Betriebskosten effektiv senkt;
• Stärkung des ESG-Images: Moderne Photovoltaikanlagen tragen zur Verbesserung der Nachhaltigkeitsbewertung und grünen Reputation des Unternehmens bei;
• Outsourcing der Verwaltung: Der Investor übernimmt die Verantwortung für Design, Installation und Wartung, ohne dass das Unternehmen Personalressourcen aufbringen muss;
• Langfristige Strompreisbindung: Das Modell schützt vor künftigen Marktschwankungen und sorgt für eine kontrollierbare Energieausgabe.

Es ist zu beachten, dass alle Arten von Investoren grundlegende Anforderungen an geeignete Dächer haben, wie zum Beispiel: eine angemessene Dachfläche, eine statische Tragfähigkeit von ≥25 kg/m², klare Eigentumsverhältnisse sowie stabile Unternehmensführung ohne erhebliche rechtliche Risiken.

Bevor Unternehmen einen Vertrag für die Dachvermietung von Photovoltaikanlagen unterzeichnen, ist eine gründliche technische und rechtliche Bewertung unerlässlich, um den Erfolg des Projekts und langfristige stabile Erträge zu gewährleisten.

Trend 5: Langfristig stabile Erträge dominieren die Projektbewertung

Ab der zweiten Jahreshälfte 2025 sollten Unternehmen bei der Bewertung von gewerblichen und industriellen Photovoltaikprojekten stärker auf langfristige stabile Erträge und die Zuverlässigkeit der Betriebsführung achten.

Mit steigenden Zinssätzen, dem Rückgang von Subventionen und längeren PPA-Verhandlungszyklen rückt der Amortisationszeitraum zunehmend in den Hintergrund zugunsten von LCOE (Levelized Cost of Energy) und der Stabilität des Systems. In der zweiten Jahreshälfte 2025 wird die Bewertung von Projekten stärker auf die Kontrollierbarkeit langfristiger Erträge und die Leistung über den gesamten Lebenszyklus des Systems fokussiert sein.

Bei der Bewertung von gewerblichen Photovoltaiksystemen sollten Unternehmen fünf zentrale Dimensionen besonders berücksichtigen:

• Kontrolle der Leistungsverluste: Bevorzugung von Modulen mit einer niedrigen jährlichen Degradation und starker Leistung bei schwachem Licht, um sicherzustellen, dass die Systemleistung über einen Zeitraum von mehr als 15 Jahren zuverlässig bleibt.
• Strukturelle Anpassungsfähigkeit: Beurteilung der Systemstabilität unter typischen Umweltbedingungen wie hohen Temperaturen, Schneelast, Winddruck und Staub. Die Modulauswahl sollte mehr Augenmerk auf die Anpassung an die Struktur und das Klima legen.
• Fehlerprävention: Überprüfung, ob das Systemdesign wirksame Maßnahmen zur Unterdrückung von Hotspots, Lichtbögen und Schwachstellenverstärkung enthält, um eine langfristige sichere Systembetriebsfähigkeit zu gewährleisten.
• Betriebs- und Wartungsreaktionseffizienz: Kann das System Fehlerwarnungen, Fernüberwachung und schnelle Reparaturen ermöglichen? Dies beeinflusst direkt die langfristigen Betriebskosten und das Risiko von Ausfallzeiten.
• Stabilität der Ertragsleistung: Der Fokus der Bewertung verschiebt sich zunehmend auf die Stabilität von LCOE (Levelized Cost of Energy) und langfristigem IRR (Internal Rate of Return), um zu verhindern, dass spätere Degradation oder unkontrollierte Wartung die Gesamtleistung mindern.

Bei der Bewertung von Photovoltaiksystemen sollten Unternehmen aus einer Asset-Perspektive heraus prüfen, ob das System für eine langfristige Nutzung unter den jeweiligen Umweltbedingungen geeignet ist, ob der gewählte technische Ansatz zum angestrebten Ertragszeitraum passt und ob alle Verantwortlichkeiten in einem umsetzbaren Systemrahmen gebündelt sind. Dies betrifft nicht nur die Leistung der Photovoltaikmodule, sondern beeinflusst auch zukünftige Wartungskosten und die Fähigkeit zur Risikominimierung.

Fazit

In der zweiten Jahreshälfte 2025 sind weiter sinkende Modulpreise oder zusätzliche politische Förderungen kaum noch zu erwarten. Für europäische Solarunternehmen liegt der Fokus nun darauf, wie sie bei den sich abzeichnenden Trends strukturierte Entscheidungen und Ressourcenallokation treffen können.

Vom Beschaffungszeitpunkt über die Modulauswahl bis hin zur Finanzierungsstruktur und Ertragslogik – die Entscheidungen der Unternehmen an den entscheidenden Punkten werden die Ertragsentwicklung und die Systemstabilität der Photovoltaikanlagen in den nächsten drei bis fünf Jahren maßgeblich beeinflussen.

Vor dem Hintergrund hoher Zinssätze, divergierender Förderungen und der zunehmenden Bedeutung der Szenarioanpassung werden Unternehmen, die über die Fähigkeit zur Systembereitstellung und eine langfristige Perspektive verfügen, mehr Handlungsspielraum und Sicherheit gewinnen.

Ab der zweiten Jahreshälfte 2025 ist die Photovoltaikinvestition für Unternehmen nicht mehr nur eine Einmalentscheidung für den Einkauf, sondern ein strategischer Weg, um langfristig ein Gleichgewicht zwischen Kapitalallokation, Kostenkontrolle und Ertragsgarantie zu erreichen.

Ab der zweiten Jahreshälfte 2025 wird die Photovoltaikinvestition von einer preisorientierten zu einer strukturgetriebenen Strategie. Maysun Solar optimiert kontinuierlich seine Module, um den Anforderungen an langfristige Erträge, Umweltkompatibilität und Systemintegration gerecht zu werden. IBC Module bieten hervorragende Leistung bei schwachem Licht, während TOPCon Module und HJT Module effiziente, widerstandsfähige Lösungen für den Markt mit hohen Zinssätzen und Eintrittsbarrieren bieten.

Quellenverzeichnis

InfoLink Consulting. (2025). Solar PV Weekly Price Update – July 2025. InfoLink. https://www.infolink-group.com

Eurostat. (2024). Energy statistics – supply, transformation and consumption. Statistical Office of the European Union. https://ec.europa.eu/eurostat/web/energy/data/database

SolarPower Europe. (2025). EU Solar Deployment Report Q2–Q3 2025. https://www.solarpowereurope.org

DNV. (2024). Photovoltaic Component Reliability and Lifetime Assessment. Energy Systems Division. https://www.dnv.com

European Commission. (2025). CBAM Implementation Plan – Transition Phase Regulations. https://taxation-customs.ec.europa.eu/carbon-border-adjustment-mechanism_en

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