Der deutsche Photovoltaikmarkt wird im September weniger von neuen Erzeugungsrekorden als von der Frage geprägt, wie Solarstrom künftig in Markt und Netz integriert wird. Die Bundesnetzagentur rechnet für August mit rund 1,69 Gigawatt neu installierter Photovoltaikleistung. Gleichzeitig bleibt das Dachsegment nach dem bisherigen Meldestand schwach, während Freiflächenanlagen den Zubau dominieren. Parallel erholt sich der Marktwert Solar, PPA-Preise ziehen leicht an und die Strompreise zeigen eine immer stärkere Spreizung zwischen günstigen Mittagsstunden und teuren Abendstunden. Politisch rücken die EEG-Novelle 2027, das Netzpaket und die AgNes-Reform der Netzentgelte in den Mittelpunkt. Für Betreiber, Installateure und Projektentwickler wird damit nicht nur die installierte Leistung entscheidend, sondern zunehmend auch Eigenverbrauch, Speicher, Direktvermarktung, Netzanschluss und zeitliche Flexibilität.

Inhaltsverzeichnis

1. Photovoltaik-Zubau bleibt hoch, doch der Dachmarkt zeigt noch keinen deutlichen Aufschwung

2. Marktwert Solar und PPA-Preise steigen – gleichzeitig wächst der Wert zeitlicher Flexibilität

3. EEG 2027 und Netzpaket erreichen den Bundestag

4. AgNes rückt Netzentgelte und Prosumer stärker in den Fokus

5. Batteriespeicher entwickeln sich zunehmend zur Systeminfrastruktur

1. Photovoltaik-Zubau bleibt hoch, doch der Dachmarkt zeigt noch keinen deutlichen Aufschwung

Für August 2026 rechnet die Bundesnetzagentur mit einem Photovoltaik-Zubau von rund 1.687,7 Megawatt. Bis zum Auswertungsstichtag waren 1.466,7 Megawatt tatsächlich im Marktstammdatenregister erfasst; wegen der vierwöchigen Meldefrist kalkuliert die Behörde Nachmeldungen ein. Damit dürfte der August unter dem inzwischen auf rund 1.854 Megawatt korrigierten Juli und auch unter August 2025 mit 2.045 Megawatt bleiben.

Seit Jahresbeginn wurden nach der damaligen Auswertung 577.380 neue Photovoltaik-Anlagen mit zusammen rund 11,37 Gigawatt Leistung in Betrieb genommen. Die kumulierte installierte Photovoltaik-Leistung in Deutschland stieg damit bis August auf knapp 129,3 Gigawatt, verteilt auf mehr als 6,3 Millionen Anlagen.

Der Blick auf die Segmente zeigt jedoch weiterhin ein ungleiches Bild. Für August waren zunächst gut 30.000 neue Dachanlagen mit zusammen 440 Megawatt registriert; im Juli waren es rund 47.000 Anlagen mit 757 Megawatt. Freiflächenanlagen steuerten dagegen bereits 977,2 Megawatt bei. Fast 40.000 neue Stecker-Solargeräte kamen auf weitere 57,8 Megawatt.

Für den Markt bedeutet das:

• Ein hoher Gesamtzubau bedeutet weiterhin nicht automatisch eine breite Erholung des privaten und kleineren gewerblichen Dachmarktes.
• Große Freiflächenprojekte können den Monatszubau stark prägen, obwohl deutlich weniger Einzelanlagen gebaut werden.
• Installationsbetriebe sollten Auftragseingang und offizielle Zubaudaten getrennt betrachten, weil Nachmeldungen die Monatswerte nachträglich deutlich verändern können.
• Für Dachprojekte gewinnen Eigenverbrauch, Finanzierungssicherheit und die erwarteten Regeln des EEG 2027 stärker an Bedeutung.

Die im September veröffentlichten Zahlen zeigen damit eher eine Segmentverschiebung als einen einheitlichen Boom: Deutschland baut weiterhin viel Photovoltaik zu, aber der Zuwachs konzentriert sich stärker auf größere Projekte.

2. Marktwert Solar und PPA-Preise steigen – gleichzeitig wächst der Wert zeitlicher Flexibilität

Der Marktwert Solar erholte sich im August deutlich und stieg auf 6,359 Cent pro Kilowattstunde. Im Juli hatte er bei 5,226 Cent pro Kilowattstunde gelegen. Gleichzeitig erhöhte sich der durchschnittliche Spotmarktpreis im August auf 12,689 Cent pro Kilowattstunde. Trotz des höheren Marktwerts gab es 226 Viertelstunden mit negativen Börsenstrompreisen – vollständig im Zeitraum zwischen 9:30 und 16:45 Uhr.

Auch bei langfristigen Stromlieferverträgen setzte sich die leichte Aufwärtsbewegung fort. Enervis berechnete für August für einen generischen zehnjährigen Photovoltaik-PPA mit Vertragsbeginn im September 2026 eine Spanne von 28 bis 40 Euro pro Megawattstunde. Damit lag das Niveau erneut etwas höher als im Vormonat.

Noch deutlicher wird die Veränderung beim Blick auf die Tageszeiten. Nach Angaben von Fraunhofer ISE Energy-Charts lag der durchschnittliche Day-ahead-Preis in der ersten Septemberhälfte bei rund 150 Euro pro Megawattstunde, gegenüber 84 Euro pro Megawattstunde im September 2025. Im August 2026 kostete Strom zwischen 11 und 14 Uhr im Mittel rund 42 Euro pro Megawattstunde, zwischen 18 und 21 Uhr dagegen rund 189 Euro. Die Spreizung zwischen Mittag und Abend hat sich damit stark vergrößert.

Für Photovoltaik-Projekte verschiebt sich die wirtschaftliche Bewertung deshalb weiter:

• Nicht nur der Jahresertrag, sondern der Zeitpunkt der Einspeisung beeinflusst den Stromwert.
• Hohe Solarproduktion hält die Preise zur Mittagszeit niedrig, während am Abend häufiger Knappheitspreise auftreten.
• Batteriespeicher und flexible Verbraucher können Solarstrom in höherwertige Zeitfenster verschieben.
• Für größere Anlagen werden PPA-Struktur, Speicherstrategie, Direktvermarktung und Erzeugungsprofil wichtiger als eine reine Betrachtung der Kilowattstunden.

Der September bestätigt damit eine Entwicklung, die bereits im Sommer sichtbar war: Photovoltaik bleibt ein wichtiger Preissenker am Tag, während Flexibilität zunehmend darüber entscheidet, wie wirtschaftlich Solarstrom vermarktet werden kann.

3. EEG 2027 und Netzpaket erreichen den Bundestag

Die EEG-Novelle 2027 und das begleitende Netzpaket sind im September in die parlamentarische Phase eingetreten. Der Regierungsentwurf zur grundlegenden EEG-Reform wurde als Bundestagsdrucksache 21/7867 eingebracht; die erste Lesung ist für den 24. September 2026 angesetzt. Die Bundesregierung hält dabei am Ziel fest, den Anteil erneuerbarer Energien am Stromverbrauch bis 2030 auf 80 Prozent zu erhöhen.

Für die Photovoltaik enthält der Entwurf mehrere strukturell wichtige Änderungen. Vorgesehen sind unter anderem eine perspektivische Abkehr von der festen Einspeisevergütung für neue Anlagen, eine stärkere Direktvermarktung auch kleiner Photovoltaik-Anlagen und zweiseitige Differenzverträge (Contracts for Difference, CfD) für größere Anlagen. Das Netzpaket soll Netzbetreibern außerdem mehr Möglichkeiten geben, Anschlussvorhaben nach Planungsreife und Netzdienlichkeit zu priorisieren.

Kurz vor der ersten Lesung forderten neun Energieverbände, darunter BSW-Solar, BEE und BNE, bei den geplanten CfDs einen Marktwertkorridor als Risikopuffer. Nach ihrer Einschätzung könnten sonst Vermarktungs-, Bilanzierungs- und Ausgleichsenergierisiken zu höheren Finanzierungskosten und damit höheren Geboten in Ausschreibungen führen. Dabei handelt es sich um eine Branchenposition; die endgültige Ausgestaltung des Gesetzes ist noch offen.

Für neue Projekte sind im weiteren Gesetzgebungsverfahren vor allem vier Punkte zu beobachten:

• Wie schnell und ab welcher Anlagengröße die Direktvermarktung zum Regelfall wird.
• Welche Übergangs- und Bestandsschutzregeln für bereits geplante oder in Bau befindliche Anlagen gelten.
• Wie CfD-Regeln ausgestaltet werden und welche Erlösrisiken bei Anlagenbetreibern verbleiben.
• Wie Netzanschluss, mögliche Leistungsbegrenzungen und Redispatch-Regeln die Projektkalkulation beeinflussen.

Für Dach- und Gewerbeanlagen steigt damit der Wert einer Wirtschaftlichkeitsrechnung, die nicht nur die Einspeisevergütung berücksichtigt, sondern Eigenverbrauch, Strombezugskosten, Speicher, Lastprofil und Vermarktung gemeinsam bewertet.

4. AgNes rückt Netzentgelte und Prosumer stärker in den Fokus

Neben dem EEG zählt die Reform der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom – AgNes – zu den wichtigsten regulatorischen Themen des Monats. Die Konsultationsfrist zum vollständigen Festlegungsentwurf der Bundesnetzagentur endete am 18. September. Nach Angaben der Behörde gingen rund 1.000 Stellungnahmen ein. Die endgültige Festlegung soll noch 2026 erfolgen und ab 2029 die bisherige Stromnetzentgeltverordnung ablösen.

Ziel der Reform ist nach Darstellung der Bundesnetzagentur, Netzkosten stärker verursachungs- und kapazitätsorientiert zu verteilen und zugleich Flexibilität anzureizen. Hintergrund ist ein Netzentgeltvolumen von aktuell rund 37 Milliarden Euro pro Jahr. Bei Haushalten machen Netzentgelte nach Angaben im Konsultationsumfeld ungefähr 30 Prozent der Stromkosten aus.

Verbände und Marktteilnehmer kritisieren unter anderem mögliche Einspeiseentgelte, einen pauschalen Prosumer-Aufschlag und eine aus ihrer Sicht unzureichende Kalkulierbarkeit zukünftiger Kapazitätspreise. Die Bundesnetzagentur wiederum begründet die Reform mit dem Ziel, Netzkosten breiter zu verteilen und flexible Netznutzung wirtschaftlich sichtbar zu machen. Die Positionen liegen damit in zentralen Punkten noch auseinander.

Für Photovoltaik-Betreiber und Projektentwickler ist AgNes besonders relevant, weil künftig nicht nur Erzeugung und Strompreis, sondern auch die Art der Netznutzung stärker in die Wirtschaftlichkeit einfließen könnte. Speicher, Eigenverbrauch und steuerbare Lasten gewinnen dadurch potenziell zusätzlichen strategischen Wert.

5. Batteriespeicher entwickeln sich zunehmend zur Systeminfrastruktur

Die Speicherentwicklung zeigt im September ebenfalls eine klare Segmentverschiebung. In der Auswertung der August-Zahlen lag der Zubau bei Speichern bis 750 Kilowattstunden bei rund 436,1 Megawattstunden – fast 30 Prozent weniger als im Juli und 4,7 Prozent weniger als im August 2025. Einschließlich großer Speicher erreichte der Speicherzubau dagegen rund 823,8 Megawattstunden und lag damit 57,3 Prozent über dem Vorjahresmonat.

Parallel entstehen immer größere Netzspeicher. In Hamburg begann im September der Bau eines Batteriespeichers mit 100 Megawatt Leistung und 400 Megawattstunden Kapazität. Das Projekt soll voraussichtlich Ende 2028 in Betrieb gehen und über ein Flexibility Purchase Agreement vermarktet werden.

Diese Entwicklung passt zur zunehmenden Preisspreizung im Strommarkt: Wenn Solarstrom mittags günstig und Strom am Abend teuer ist, wird Speicherfähigkeit wirtschaftlich wertvoller. Gleichzeitig kann Speicher helfen, Netzanschlüsse effizienter zu nutzen und Einspeisespitzen zu reduzieren.

Auch auf der Komponentenseite meldete pvXchange Mitte September keine außergewöhnlichen Ausschläge bei den Modulpreisen; Photovoltaik-Komponenten verbilligten sich nach dieser Marktbeobachtung moderat, während bei Batterien einzelne Preiserhöhungen angekündigt wurden. Entscheidend bleibt damit weniger eine kurzfristige Modulpreisbewegung als die Gesamtkalkulation aus Komponenten, Finanzierung, Netzanschluss und Erlösmodell.

Fazit

Der deutsche Photovoltaikmarkt wächst weiter, doch im September verschiebt sich die zentrale Frage vom reinen Zubau zur Markt- und Netzintegration. Freiflächenanlagen tragen einen großen Teil der neuen Leistung, der Dachmarkt bleibt nach dem bisherigen Meldestand verhalten. Gleichzeitig verbessern sich Marktwert Solar und PPA-Preise, während die Strompreisspreizung den wirtschaftlichen Wert von Speichern und flexibler Nutzung erhöht. Mit EEG 2027, Netzpaket und AgNes stehen zudem drei Regelungsbereiche gleichzeitig vor wichtigen Entscheidungen. Für neue Projekte wird deshalb eine systemische Planung immer wichtiger: Erzeugung, Eigenverbrauch, Speicher, Direktvermarktung, Finanzierung und Netzanschluss müssen stärker zusammen gedacht werden.

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FAQ

1. Wie entwickelt sich der Photovoltaik-Zubau in Deutschland?

Die Bundesnetzagentur rechnet für August 2

026 mit rund 1,69 Gigawatt neu installierter Photovoltaikleistung. Das Niveau bleibt hoch, liegt aber unter dem inzwischen korrigierten Juli. Der Zubau wird weiterhin stark von Freiflächenanlagen getragen, während das Dachsegment nach dem bisherigen Meldestand schwächer ausfällt.

2. Warum ist der Marktwert Solar im August gestiegen?

Der Marktwert Solar stieg auf 6,359 Cent pr

o Kilowattstunde, parallel zu höheren Spotmarktpreisen. Gleichzeitig blieben negative Preisintervalle vor allem auf die solarstarken Tagesstunden konzentriert. Das zeigt, dass der Wert von Solarstrom zunehmend von der Einspeisezeit abhängt.

3. Was bedeutet die EEG-Novelle 2027 für neue Photovoltaik-Anlagen?

Der Regierungsentwurf sieht eine stärkere Ma

rktintegration vor, darunter mehr Direktvermarktung, eine perspektivische Abkehr von festen Einspeisevergütungen für Neuanlagen und CfD-Modelle für größere Anlagen. Die endgültigen Regeln stehen noch nicht fest; das parlamentarische Verfahren läuft.

4. Was ist AgNes und warum ist die Reform für Photovoltaik relevant?

AgNes ist die geplante neue Systematik für St

rom-Netzentgelte. Sie soll ab 2029 die bisherige Stromnetzentgeltverordnung ersetzen. Für Photovoltaik können insbesondere mögliche Einspeiseentgelte, Prosumer-Regeln, Kapazitätspreise und Flexibilitätsanreize relevant werden.

5. Welche Rolle spielen Batteriespeicher im aktuellen Markt?

Speicher werden wichtiger, weil sich Stromprei

se zwischen Mittag und Abend stärker unterscheiden und Netzanschlüsse knapper werden. Während der Zubau kleiner Speicher im August schwächer war, wuchs der Gesamtzubau einschließlich großer Speicher deutlich gegenüber dem Vorjahr.

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