Inhalt

1. Einleitung
2. Deutschland: Logik des Risikomanagements bei Modulen in einem reifen Markt
3. Italien: Anforderungen an die Modulanpassung in einem dachgetriebenen Markt
4. Frankreich: Modulauswahl unter regulatorischen und systemischen Restriktionen
5. Fazit

Einleitung

Die zentralen Veränderungen des europäischen Photovoltaikmarktes im Jahr 2026 liegen nicht in der Installationsnachfrage, sondern darin, dass die Modulauswahl zunehmend darüber entscheidet, ob Projekte reibungslos umgesetzt werden können.

Vor dem Hintergrund veränderter Netzanschlussbedingungen, Strompreise und politischer Rahmenbedingungen sind Photovoltaikmodule nicht länger nur ein Kostenfaktor, sondern entwickeln sich zu einer Schlüsselvariable für Umsetzungsgeschwindigkeit und Ertragssicherheit.

Diese Entwicklungen zeigen sich in den europäischen Märkten unterschiedlich. Anhand einiger repräsentativer Länder lässt sich dies verdeutlichen:

• Deutschland: Strengere Netzanschlussbedingungen und eine steigende Häufigkeit negativer Strompreise rücken die Frage in den Fokus, ob die tatsächliche Stromerzeugung von Photovoltaikmodulen ins Netz eingespeist und vergütet werden kann.
• Italien: Dachbedingungen, hohe Umgebungstemperaturen und das Umsetzungstempo politischer Maßnahmen bestimmen, ob Module praktisch installierbar sind und langfristig zur jeweiligen Anwendung passen.
• Frankreich: Regulatorische Anforderungen und die Systemkompatibilität beeinflussen unmittelbar, ob Module in Projektstrukturen integriert werden können und langfristige Verantwortung übernehmen.

Aus diesen Marktbeispielen wird deutlich, dass sich der Schwerpunkt der Modulauswahl im europäischen Photovoltaikmarkt 2026 von einem reinen Parametervergleich hin zu einer ganzheitlichen Bewertung von Netzintegration, Anwendungsszenarien und kontrollierbaren Langzeitrisiken verlagert.

Deutschland: Logik des Modulikomanagements in einem reifen Markt

Trend 1: Unter Netz- und Leistungsbegrenzungen hat der Flächenertrag Vorrang vor der Nennleistung

Der deutsche Markt für Photovoltaikmodule ist hoch entwickelt. Bei Dachprojekten hat sich die zentrale Restriktion von der installierbaren Leistung hin zur tatsächlich netzanschlussfähigen Einspeiseleistung verlagert. Für kleine und mittlere Anlagen gilt in bestimmten Fällen weiterhin die 70-%-Einspeisebegrenzung, und bei neuen Netzanschlüssen orientieren sich immer mehr Regionen an der genehmigten Netzkapazität statt an der installierten Modulleistung.

Unter diesen netzseitigen Beschränkungen führt eine kontinuierliche Erhöhung der nominellen Spitzenleistung von Modulen nicht proportional zu einer höheren vergütungsfähigen Strommenge. In Phasen hoher Erzeugung kommt es häufiger zu Abregelung oder Kappung, sodass zusätzliche Spitzenleistung nicht vergütet wird und die tatsächlich nutzbare Einspeisung deutlich begrenzt bleibt.

Vor diesem Hintergrund rückt im deutschen Markt zunehmend der nutzbare Energieertrag pro Fläche sowie die Fähigkeit von Photovoltaikmodulen, ihre Leistung im Betrieb stabil zu halten, in den Fokus – und nicht mehr allein der STC-Spitzenwert.

Trend 2: Negative Strompreise werden strukturell, die Erzeugungskurve wird zum Schlüsselindikator

Mit dem weiter steigenden Anteil der Photovoltaik werden die Strompreise in Deutschland insbesondere in den Mittagsstunden mit hoher Einspeisung deutlich gedrückt, während die Häufigkeit negativer Strompreise zunimmt. Gerade die Zeiträume mit der höchsten Erzeugungsleistung verlieren zunehmend ihren Preisvorteil.

In diesem Umfeld definiert sich der Wert von Photovoltaikmodulen nicht mehr allein über die Spitzenleistung, sondern über die Verteilung der Stromerzeugung. Module, die auch unter nicht idealen Bedingungen wie hohen Temperaturen oder geringer Einstrahlung stabile Leistung liefern, tragen eher zu einer flacheren Erzeugungskurve bei und reduzieren den Anteil der Stromproduktion in Niedrigpreisphasen im Vergleich zu kurzfristigen Leistungsspitzen.

Trend 3: Langfristige Zuverlässigkeit wird zur Voraussetzung für Finanzierung und Versicherung

Im deutschen Markt ist die langfristige Stabilität von Photovoltaikmodulen inzwischen direkt Bestandteil der Bewertungslogik von Finanzierungs- und Versicherungspartnern. Banken und Versicherer betrachten nicht mehr ausschließlich theoretische Ertragsmodelle. Bestehen Unsicherheiten auf Modulebene, spiegeln sich diese frühzeitig in Finanzierungsbedingungen und Versicherungsklauseln wider und verändern das gesamte Risikoprofil eines Projekts.

Damit entwickeln sich Photovoltaikmodule zunehmend von austauschbaren Komponenten zu einem zentralen Risikofaktor für die Finanzierbarkeit und Umsetzbarkeit von Projekten. In der praktischen Modulauswahl führt dies dazu, dass N-Typ-Technologien mit besseren Eigenschaften hinsichtlich Leistungsstabilität und Degradationsverhalten – etwa TOPCon oder HJT – in langfristig ausgerichteten Asset-Projekten verstärkt in den Fokus rücken.

Trend 4: Standardisierung und vollständige Zertifizierung werden zur Beschaffungsvoraussetzung

In dem stark standardisierten deutschen Markt sind die Einhaltung von IEC-Normen sowie Zertifizierungen wie TÜV längst Grundvoraussetzungen für den Einsatz in etablierten Projekten und keine Differenzierungsmerkmale mehr. Die Beschaffung von Photovoltaikmodulen verschiebt sich von einem reinen Parametervergleich hin zu Standardisierung und Systemkompatibilität.

Modullösungen, die in unterschiedlichen Projekten wiederholt eingesetzt werden können und sich eng an bestehende Netzregeln sowie Systemkonfigurationen anpassen lassen, finden leichter Akzeptanz als Konzepte mit Fokus auf maximale Einzelkennwerte. Diese Entwicklung reduziert Unsicherheiten in der Projektumsetzung und erhöht die Reproduzierbarkeit von Modullösungen bei einer skalierbaren Umsetzung.

Italien: Anforderungen an die Modulanpassung in einem dachgetriebenen Markt

Trend 1: Unter Dachrestriktionen müssen Modulgröße und Wirkungsgrad gemeinsam bewertet werden

Im italienischen Markt weisen zahlreiche gewerbliche, industrielle und landwirtschaftliche Dächer unregelmäßige Flächen, dichte Trägerstrukturen oder begrenzte Tragfähigkeit auf. Dadurch werden Modulabmessungen und -gewicht zu entscheidenden Restriktionen bei der praktischen Umsetzung. In den meisten Projekten liegt die zuverlässig realisierbare Modulleistung überwiegend im Bereich von 500–600 W. Großformatige Module der 650–700-W-Klasse sind hingegen keine universelle Lösung, sondern entfalten ihre Vorteile vor allem auf strukturell regelmäßigen Gewerbe- und Industriedächern mit ausreichender Tragfähigkeit. Ihre Einsatzfähigkeit hängt stark von den jeweiligen baulichen Bedingungen ab.

Vor diesem Hintergrund führt die alleinige Fokussierung auf eine höhere Leistung pro Modul nicht zu einer proportionalen Steigerung der Gesamtanlagenleistung. In der Praxis ermöglichen hocheffiziente N-Typ-Photovoltaikmodule unter Größen- und Gewichtsbeschränkungen häufig eine höhere Flächenausnutzung und eine sinnvollere Modulbelegung und werden damit zunehmend zu einem wichtigen Entscheidungskriterium im italienischen Markt.

Trend 2: Hohe Temperaturen verstärken Unterschiede in der thermischen Stabilität

In Italien halten hohe Sommertemperaturen über lange Zeiträume an, sodass der Betrieb von Photovoltaikmodulen unter hohen Temperaturen zum Normalfall wird. An sonnigen Tagen erreichen die Betriebstemperaturen von Dachanlagen häufig 60–70 °C und liegen damit deutlich über den Standard-Testbedingungen von 25 °C.

Unter diesen Bedingungen treten Leistungsunterschiede zwischen Modulen deutlich stärker hervor. Mit weiter wachsender installierter Leistung und hoher Einstrahlungsintensität gewinnen Temperaturkoeffizient und Leistungsstabilität bei hohen Temperaturen zunehmend an Bedeutung für den tatsächlich nutzbaren Energieertrag. Mit Blick auf 2026 erhalten Technologien mit stabilerem Verhalten bei hohen Temperaturen – wie HJT sowie TOPCon-Module mit Dreifach-Schnittzellstruktur – verstärkt Aufmerksamkeit in hitzegeprägten Anwendungsszenarien.

Trend 3: Strengere politische Rahmenbedingungen verringern den Spielraum bei der Modulauswahl

Bei italienischen Dachprojekten müssen Photovoltaikmodule in der Regel bereits in einer frühen Projektphase festgelegt werden, da Anlagenlayout, statische Berechnungen und elektrische Auslegung stark von den Modulparametern abhängen. Mit den politischen Entwicklungen der Jahre 2025–2026 verschärfen sich die Anforderungen an die Konformität von Modulen weiter. So beschränkt das Haushaltsgesetz 2026 bestimmte steuerliche Anreize auf in Europa gefertigte hocheffiziente Module, während die Steuervergünstigung „Transizione 5.0“ im Jahr 2025 die Förderung von in der EU hergestellten Modulen zusätzlich erhöht.

Entsprechend steigt das Gewicht von vollständiger Konformität und konsistenter Leistungsqualität in der Modulauswahl deutlich. Module, die über verschiedene Förderzeiträume hinweg regelkonform bleiben und klare Leistungserwartungen erfüllen, entsprechen stärker dem aktuellen Marktbedarf nach Planungssicherheit.

Trend 4: Steigender Eigenverbrauch macht stabile Leistung zum Schlüsselfaktor

Mit dem zunehmenden Anteil eigenverbrauchsorientierter Projekte wird Photovoltaik in Italien verstärkt zur Lastspitzenkappung und Kostensenkung eingesetzt, anstatt ausschließlich Strom ins Netz einzuspeisen. Dies verändert die Bewertungslogik von Photovoltaikmodulen grundlegend.

In eigenverbrauchsorientierten Anlagen gewinnt die Übereinstimmung zwischen Modulerzeugung und Lastprofil vor Ort an Einfluss auf die erzielbaren Erträge. In vielen gewerblichen und industriellen Dachprojekten liegt der Eigenverbrauchsanteil tagsüber typischerweise zwischen 60 und 80 %. Unter diesen Bedingungen ist die Fähigkeit von Modulen, während der relevanten Verbrauchszeiten eine gleichmäßige Leistung bereitzustellen, oft entscheidender als eine reine Erhöhung der installierten Leistung.

Frankreich: Modulauswahl unter regulatorischen und systemischen Restriktionen

Trend 1: Regulatorische und gebäudeintegrierte Anforderungen erhöhen die Anpassungsschwelle

In Frankreich werden Photovoltaikmodule in immer mehr Projekten als Bestandteil des Gebäudesystems betrachtet. Mit dem steigenden Anteil von BIPV-Projekten sowie Photovoltaikanwendungen auf öffentlichen Gebäuden gelten Module nicht länger nur als nachträglich installierte Erzeugungseinheiten, sondern müssen zugleich Anforderungen aus dem Bau-, Brandschutz- und Energierecht erfüllen.

Auf Grundlage der französischen Gebäudeeffizienzverordnung RE2020 und der Umsetzungspraxis in öffentlichen Bauprojekten sind die konstruktive Ausführung der Module, die Montageart sowie die Brandschutzklassifizierung zu zentralen Faktoren der Genehmigungsprüfung geworden. Ob sich Module reibungslos in die Gebäudestruktur integrieren lassen, beeinflusst damit unmittelbar den Genehmigungsprozess und die Realisierbarkeit von Projekten.

Trend 2: Bedeutung von Qualität, Langlebigkeit und Zertifizierung nimmt weiter zu

Der französische Markt stellt seit Langem hohe Anforderungen an die Qualität und Zertifizierung von Photovoltaikmodulen. In öffentlichen und gewerblichen Projekten müssen Module neben der Einhaltung der IEC-Normen häufig zusätzliche Anforderungen an Brandschutz, Haltbarkeit und Qualitätsnachweise erfüllen, die oft direkt mit dem Versicherungssystem verknüpft sind.

Mit dem wachsenden Anteil öffentlicher Projekte und langfristig gehaltener Anlagen wird die Leistungsstabilität über die gesamte Betriebsdauer zunehmend als grundlegendes Auswahlkriterium betrachtet. Module mit vollständiger Zertifizierung und nachgewiesener, langfristig stabiler Performance werden daher bevorzugt in Standardprojektkonfigurationen eingesetzt.

Trend 3: Leistungsanforderungen bleiben rational, Kompatibilität hat Vorrang

Im Gegensatz zu Märkten mit starkem Fokus auf maximale Modulleistung bleibt die Nachfrage in Frankreich auf der Leistungsebene vergleichsweise rational. Der Markt legt größeren Wert darauf, dass Module mit bestehenden Systemkonzepten, elektrotechnischen Vorgaben und baulichen Strukturen kompatibel sind, anstatt primär höhere Nennleistungen anzustreben.

In der praktischen Umsetzung sind Modulabmessungen, Stringauslegung und die Systemintegration häufig entscheidender als die Spitzenleistung einzelner Module. Modullösungen, die sich problemlos in bestehende Systeme einfügen und zugleich Planungsaufwand sowie Umsetzungsrisiken reduzieren, werden entsprechend bevorzugt.

Trend 4: Aus langfristiger Betriebs- und Wartungsperspektive wird Modulzuverlässigkeit zum Kernkriterium

Photovoltaikprojekte in Frankreich sind in der Regel auf lange Laufzeiten ausgelegt und verfügen über klar definierte Betriebs- und Wartungsstrukturen. Nach der Inbetriebnahme beeinflusst die Modulleistung den Anlagenbetrieb über viele Jahre hinweg. Vor diesem Hintergrund sind Module nicht mehr nur Bestandteil der anfänglichen Investitionskosten, sondern ein zentrales Element des langfristigen Asset-Managements.

Module, die über einen langen Zeitraum hinweg stabile Leistung liefern und den Wartungsaufwand minimieren, entsprechen den praktischen Anforderungen des französischen Marktes an einen nachhaltigen und wirtschaftlichen Anlagenbetrieb.

Fazit

Mit Blick auf 2026 verändert sich das Verständnis von Photovoltaikmodulen im europäischen Markt grundlegend. Module werden nicht mehr nur als Mittel zur Steigerung der installierten Leistung betrachtet, sondern zunehmend als integraler Bestandteil von Netzintegration, Gebäudestruktur und langfristigem Asset Management.

Unter Bedingungen begrenzter Netzkapazitäten, volatiler Strompreise und steigender Eigenverbrauchsquoten bestimmen Modulabmessungen, Wirkungsgrad, Temperaturverhalten und Leistungsstabilität direkt, ob die erzeugte Energie systemseitig nutzbar ist. Eine höhere Nennleistung führt dabei nicht automatisch zu mehr vergütungsfähigem Strom, sondern erhöht vielmehr die Anforderungen an eine stabile Erzeugungskurve.

Gleichzeitig machen Dachlasten, hohe Betriebstemperaturen sowie Brand- und Bauvorschriften die konstruktive Ausführung, das Gewicht und die vollständige Zertifizierung von Modulen zu zentralen Voraussetzungen für die Projektrealisierung. Module müssen daher frühzeitig festgelegt werden und sind keine flexibel austauschbaren Komponenten mehr.

Aus langfristiger Sicht sind zudem Konsistenz, Degradationsverhalten und Zuverlässigkeit fester Bestandteil der Risikoabwägung von Finanzierungs- und Versicherungspartnern. Die entscheidende Frage der Modulauswahl im europäischen Photovoltaikmarkt 2026 ist somit nicht mehr der Vergleich einzelner Kennwerte, sondern welche Moduleigenschaften in konkreten Anwendungsszenarien eine stabile und planbare Systemperformance ermöglichen.

Maysun Solar ist im europäischen Markt etabliert und beliefert Großhandels- und Vertriebspartner mit Solarmodulen auf Basis von IBC Technologie, TOPCon Technologie und HJT Technologie. In einem Umfeld enger Projektfenster konzentrieren wir uns auf Flächenertrag, Erzeugungsstabilität und Systemkompatibilität, um eine planbare Umsetzung und verlässliche langfristige Erträge zu ermöglichen.

Quellenverzeichnis

SolarPower Europe. EU Market Outlook for Solar Power 2024–2028. 2024. https://www.solarpowereurope.org/insights/market-outlooks/

pv magazine Germany. Germany adopts “Solarspitzen” rules limiting feed-in support during negative prices. 2024. https://www.pv-magazine.com

pv magazine Italy. Iperammortamento 2026: continuità degli incentivi e orientamento alla transizione energetica. 2025. https://www.pv-magazine.it

ENTSO-E. Transparency Platform – Electricity prices and market data. 2024. https://transparency.entsoe.eu/

European Commission. REPowerEU Plan and Renewable Energy Directive (RED III). 2023–2024. https://energy.ec.europa.eu/

Empfohlene Lektüre