Alle in diesem Artikel genannten Preise basieren auf öffentlich zugänglichen Branchendaten und Recherchen vom Oktober 2025. Inlandspreise verstehen sich „inkl. Steuern, exkl. Transport“, Exportpreise als „FOB/CIF“. Alle RMB-Angaben wurden mit ca. €1 ≈ ¥7,8 umgerechnet und dienen nur zur Orientierung.
Inhalt
- Sind die Preise wirklich am Boden?
- Was treibt die Modulpreise nach oben?
- Wie werden steigende Preise an den Endmarkt weitergegeben?
- Was bedeutet das für den europäischen Markt?
Sind die Preise wirklich am Boden?
In den vergangenen achtzehn Monaten sind die Beschaffungspreise für PV-Module in Europa ungewöhnlich stark und anhaltend gesunken – von rund €0,23/W Mitte 2023 auf etwa €0,08/W. Ein intensiver Preiswettbewerb prägte das Marktbild.
Im Sommer 2025 jedoch kündigten die chinesischen Aufsichtsbehörden Maßnahmen an, um „bösartigen Preiswettbewerb gesetzeskonform einzudämmen“. Zusammen mit Energieverbrauchsgrenzen für Polysilizium und Anpassungen bei Exportsteuerrückerstattungen verlagerte sich der Fokus der Hersteller von reiner Preisunterbietung hin zur Kostenkontrolle.
Da mehr als 80 % der in Europa eingesetzten Module aus asiatischer Produktion stammen, wirkten sich diese Veränderungen schnell auf die Angebotslage aus.
Zum Beginn des vierten Quartals mehren sich die Zeichen einer Preiskorrektur: Mehrere Schlüsselbereiche ziehen gleichzeitig an:
- TOPCon-Module: rund +10–15 % gegenüber dem Tiefpunkt im Sommer; bei Hochleistungstypen noch stärkere Anstiege
- HJT-Module: leichte Zunahme von ca. +5–10 %, weiterhin auf vergleichsweise hohem Niveau
- N-Typ-Polysilizium: Anstieg um nahezu 50 % allein im September, auf etwa €6,5/kg
- G12-Wafer: Monatsanstieg von rund 35–40 %
Für europäische Einkäufer könnte dies bedeuten, dass die Branche nach einer langen Phase extremer Preisdrucke nun zu einem nachhaltigeren Marktzyklus zurückkehrt.
Neben politischen Faktoren stellt sich nun die Frage: Was treibt die Preise für PV-Module tatsächlich nach oben? Für Unternehmen, die neue Projekte planen oder Jahresbeschaffungen vorbereiten, kann das Verständnis dieser Mechanismen wertvoller sein, als lediglich dem niedrigsten Preis nachzujagen.
Was treibt die Preise für PV-Module nach oben?
Der Preisanstieg kommt nicht zufällig. Vom Angebot bis zur Marktnachfrage spiegeln sich mehrere Faktoren entlang der gesamten Wertschöpfungskette wider. Für Einkäufer und Unternehmen gilt: Nur wer die Veränderungen versteht, kann Preisentwicklungen besser einschätzen.
1. Kapazitätsrückgang auf der Angebotsseite
In den vergangenen zwei Jahren hat die PV-Industrie massiv expandiert. Das daraus resultierende Überangebot führte zu einem Angebotsüberschuss und drückte die Preise. Doch in der zweiten Jahreshälfte 2025 sank die Auslastung in der Silizium- und Waferproduktion deutlich – auch aufgrund regulatorischer Anpassungen in China.
- Auslastung führender Polysiliziumhersteller fällt auf ca. 55–65 %
- Preise für N-Typ-Polysilizium steigen seit August um rund 45–50 %
- Waferhersteller reduzieren Kapazitäten; G12-Waferpreise steigen wieder auf ca. €1,40/Stück
Sobald die Upstream-Produktion die Strategie „Masse gegen Preis“ aufgibt, steigen die Beschaffungskosten in Europa zwangsläufig.
Zudem plant China, ab dem vierten Quartal 2025 die 13%-Exportsteuerrückerstattung abzuschaffen – ein Schritt, der Exportangebote direkt um rund 9 % verteuern dürfte und die Erwartung weiterer Preissteigerungen verstärkt.
2. Technologiewandel erhöht die Kosten
Die PV-Industrie vollzieht den Übergang von p-Typ- zu n-Typ-Modulen. Trotz höherer Effizienz bringt die neue Technologie höhere Kosten mit sich.
- N-Typ-Produktionslinien befinden sich noch in der Optimierungsphase; Silberpaste, Glas und Erträge sind noch nicht voll stabil
- Wichtige Materialien (Silberpaste, EVA, Backsheets etc.) verteuerten sich seit Sommer im Schnitt um 10–15 %
- Bei Hochleistungsmodulen steigen Transport-, Montagesystem- und Installationskosten
Für Käufer ist die Preisbewegung daher weniger ein kurzfristiger Markteffekt als vielmehr ein Übergangsschritt im Rahmen des technologischen Upgrades.
3. Markterwartungen und Lagerbestände
Seit der zweiten Jahreshälfte spielt der europäische Markt – anders als im Vorjahr – verstärkt Themen wie Liefersicherheit und Wechselkursrisiken ein.
- Einige Distributoren sichern Preise frühzeitig und bauen Bestände auf
- Projektstarts in Osteuropa und Südeuropa führen zu kurzfristig fokussierten Beschaffungswellen
- Währungsschwankungen führen zu vorsichtigerer Preisgestaltung bei Importeuren
Diese Faktoren stabilisieren die Preise und stoppen die Phase aggressiver Preisunterbietung.
Von Angebotsanpassungen über technologische Umstellungen bis hin zu Erwartungs- und Lagerdynamiken – diese Faktoren zusammen verschieben die Preisstruktur in Europa.
Wie wird sich diese Anpassung auf Investitions- und Beschaffungsentscheidungen im Endkundensegment auswirken?
Wie werden steigende Preise an den Endmarkt weitergegeben?
Laut dem europäischen Spotpreisindex von pvXchange (Oktober 2025):
- Preise für Full-Black-Module stiegen gegenüber dem Vormonat um rund 4 %
- Hochleistungsmodule (High Efficiency) blieben stabil
- Günstige Module verzeichneten hingegen einen weiteren Rückgang von etwa 8 %
Insgesamt bleiben die Preisschwankungen moderat, doch zeigt sich eine klare Segmentierung: Hochleistungsprodukte stabilisieren sich zuerst, während günstige Lagerware weiter abgebaut wird.
Dies deutet darauf hin, dass sich Preisveränderungen schrittweise vom Herstellungssektor in den Endmarkt übertragen.
Hinweis: Daten aus dem pvXchange Europe Price Index (Oktober 2025). Zeigt Preistrends von Okt. 2024 bis Okt. 2025: Low-Cost weiter sinkend, Full-Black steigend, High-Efficiency/Standard stabil.
Reaktion von EPC-Unternehmen und Projektkalkulationen
Üblicherweise machen Module etwa 45–55 % der gesamten Systemkosten aus.
Erhöhen sich die Modulpreise um €0,01/W, steigen die Systemkosten im Schnitt um rund 2–3 %. Auch wenn €0,01 gering erscheint, schmälert dies bei Festpreisverträgen die Margen der EPC-Unternehmen erheblich. Vorausschauende Projektentwickler integrieren inzwischen Preisgleitklauseln, Indexkopplungen oder Materialkosten-Adjustierungen, um Risiken zu begrenzen.
Dieses Verhalten deutet auf eine Rückkehr zu einem rationaleren Marktumfeld hin.
Anpassungen bei Lagerbeständen und Einkaufszyklen
Viele europäische Distributoren sicherten sich im Preistief große Mengen älterer Modultypen.
Da der Markt jedoch zunehmend Hochleistungs- und Langzeit-Module bevorzugt, liegen die Preise älterer Ware teils unter denen neuer Produkte – was zu „Preisinversionen“ im Lager führt.
Folglich wechseln Händler von Billig-Eindeckung zu stabiler Vorratsplanung und sichern bereits früh Liefermengen für das vierte Quartal. Kurzfristige Bestellzyklen und Teilmengen-Beschaffungen helfen zusätzlich, Kapitalbindung und Preisrisiken zu reduzieren.
Insgesamt deutet vieles darauf hin, dass sich die Marktpreise stabilisieren.
Preisweitergabe an Gewerbekunden und Investoren
Für gewerbliche Endkunden und Investoren führen leichte Modulpreisanstiege zwar nicht zu dramatischen Änderungen bei der Rendite, sie sorgen jedoch für vorsichtigere Investitionsentscheidungen.
Bei Strompreisen von €0,18–0,22/kWh verlängern sich die Amortisationszeiten für Eigenverbrauchsprojekte typischerweise um 6–12 Monate. Unternehmen müssen daher Budget- und Cash-Flow-Planungen anpassen.
Einige Investoren vertagen Projektschritte oder verlängern Ausschreibungszyklen, um Preisstabilität abzuwarten.
Immer mehr Endkunden bevorzugen langfristig zuverlässige, lieferstabile PV-Systeme. Dass hocheffiziente und langlebige Module zunehmend teurer werden, zeigt, dass der Markt diese Entwicklung akzeptiert und honoriert.
Was bedeutet das für den europäischen Markt?
Nach mehreren Quartalen rückläufiger Preise stagnieren die Modulpreise, und die Schwankungsbreite verengt sich. Mit der Anpassung der upstream-Produktionskapazitäten und dem Technologiewechsel wird die Preisbildung und Beschaffung im europäischen Markt zunehmend klarer und strukturierter.
- Für Distributoren und EPC-Unternehmen bedeutet dies transparentere Angebotsmechanismen sowie mehr Planungssicherheit bei Spezifikationen und Projektabwicklung
- Für Unternehmensinvestoren werden Annahmen in der Renditeberechnung berechenbarer, und die Unsicherheit in der Projektkalkulation nimmt ab
Die aktuellen Preistrends zeigen, dass hocheffiziente und besonders stabile Modultechnologien sich stabilisieren und künftig sogar im Preis steigen könnten.
Wood Mackenzie betont, dass diese Entwicklung eher eine strukturelle Korrektur darstellt – ein Übergang von einem „Preiswettbewerb“ hin zu einem „wertorientierten Wettbewerb“.
Unabhängig von kurzfristigen Preisbewegungen wird ein hocheffizientes, stabiles und langfristig zuverlässiges PV-System zunehmend zum Konsens im europäischen Markt.
Bevor ein neues stabiles Preisniveau entsteht, könnte eine frühzeitige Planung und Sicherung von Lieferkapazitäten die rationalste Entscheidung sein.
Datenquellen: Wood Mackenzie (Oct 2025 Market Outlook), pvXchange Europe Price Index (Okt. 2025), Nationales Standardinformationsportal (SAC, Entwurf 2025), Monatsbericht des China Silicon Industry Association (Sept. 2025), Branchenrecherche Digitale Neue Energien (Okt. 2025).
Maysun Solar ist auf hocheffiziente PV-Module für den europäischen Markt spezialisiert. Das Portfolio umfasst TOPCon-Module, IBC-Module und HJT-Module mit 410–800 W. Mit zuverlässiger Fertigung und europäischen Lagerstandorten unterstützt Maysun Solar Kunden bei Auswahl und Lieferung – für stabile, langfristig hohe Energieerträge.
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