Solar und PV zwischen Wachstum und Restrukturierungsbedarf

Mehr Schatten als Sonnenschein?

Die Solar- und PV-Branche bleibt ein zentraler Baustein der Energiewende. Für Banken und institutionelle Investoren ist sie aber kein einfacher Wachstumssektor mehr. In Deutschland lag der Solarzubau 2025 bei 16,4 GW; zum Jahresende waren 117 GW Solarleistung installiert. Bis zum Ausbauziel von 215 GW im Jahr 2030 müsste der Markt weiter deutlich wachsen^[1]. Entscheidend ist aus Finanzierungssicht jedoch nicht mehr allein der Zubau, sondern ob die zugrunde liegenden Geschäftsmodelle unter heutigen Marktbedingungen noch tragen.

Was lange als vergleichsweise sichere Infrastrukturplattform galt, wird heute differenzierter bewertet. Hohe Finanzierungskosten, volatile Stromerlöse, fallende Marktwerte, Netzengpässe und regulatorische Eingriffe verändern die Projektlogik. Der Solarpark bleibt finanzierbar, aber nicht mehr automatisch defensiv und vorhersehbar.

Warum Solarparks und EPCs trotz Ausbau unter Druck geraten

Die Belastungen der Branche sind selten eindimensional. Bei Solarparks treffen gestiegene Finanzierungskosten auf unsicherere Erlöse, steigende Anforderungen an Netzanschluss und Vermarktung sowie Business Cases, die häufig noch auf Annahmen aus der Boomphase basieren. Was bei niedrigen Zinsen, langfristigen Erlösannahmen und kalkulierbarer Einspeisung tragfähig erschien, kann unter heutigen Marktbedingungen schnell an Spielraum verlieren.

Auch im Engineering, Procurement & Construction-Geschäft verändert sich die Logik. Reine EPC- oder Generalunternehmermodelle geraten stärker unter Druck, weil der reine Bau von PV-Anlagen zunehmend standardisiert ist und sich Anbieter weniger über Technik, dafür stärker über Preis, Geschwindigkeit und Risikobereitschaft differenzieren. Projektierer und EPCs ohne eigene Projektentwicklung, Netzkompetenz, Speicherintegration oder Zugang zu Kapital werden damit anfälliger für Margendruck, Projektverschiebungen und Nachverhandlungen. Die These für die nächste Marktphase lautet daher nicht „weniger Solar“, sondern: Das klassische EPC-Modell ohne zusätzliche Wertschöpfung erodiert.

Erlöse werden zum zentralen Prüfpunkt

Die wichtigste Risikodimension aus Betreiber- und Finanzierersicht liegt inzwischen häufig nicht mehr im Bau der Anlage, sondern in der Vermarktung des erzeugten Stroms. Mit wachsendem PV-Anteil steigen die Stunden, in denen viel Einspeisung auf begrenzte Nachfrage trifft. 2025 kam es in Deutschland in 573 von 8.760 Stunden zu negativen Großhandelspreisen; zugleich speisten Photovoltaikanlagen 74,1 TWh in das Netz der allgemeinen Versorgung ein. Für Betreiber, IPPs und Projektierer bedeutet das: Ungesicherte Merchant-Erlöse, Speicherannahmen und Vermarktungsstrategien müssen deutlich kritischer betrachtet werden ^[2].

Regulatorisch wird dieser Effekt durch die EEG-Regeln zu negativen Preisen verschärft. § 51 EEG 2023 sieht vor, dass sich der anzulegende Wert in Zeiträumen mit negativem Spotmarktpreis auf null verringert; § 51a EEG 2023 sieht im Gegenzug eine Verlängerung des Vergütungszeitraums vor. Für bestehende Finanzierungen löst eine spätere Verlängerung aber nicht das kurzfristige Liquiditätsthema, Betriebskosten fallen laufend an sowie die ursprünglich vereinbarten Zins- und Tilgungszahlungen und Covenants müssen erfüllt werden, während Erlöse in relevanten Stunden fehlen.

Redispatch-vorbehalt: Wenn Netzengpässe direkt auf Erlöse wirken

Netzengpässe werden für Solarparks zunehmend zur Ertragsfrage. Der im Netzpaket diskutierte Redispatch-Vorbehalt könnte dazu führen, dass neue Anlagen in kapazitätslimitierten Netzgebieten bei Abregelungen keinen oder nur eingeschränkten finanziellen Ausgleich erhalten. Für Betreiber hieße das: Abschaltungen wären nicht mehr nur ein temporäres Netzereignis, sondern könnten unmittelbar Umsatz, Debt-Service-Fähigkeit und Projektwert belasten. Damit wird der Netzstandort zu einem zentralen Bestandteil der wirtschaftlichen Tragfähigkeit eines Projekts.

Warum klassische Analysen in der PV-Branche oft zu kurz greifen

Standardanalysen reichen in der PV-Branche häufig nicht aus, weil sich die Erlöslogik grundlegend verändert hat. Bei Solarpark-Betreibern entscheiden nicht mehr nur installierte Leistung, technischer Ertrag und Power-Purchase-Agreement-Struktur, sondern auch Resilienz gegen negative Preise, Abregelungsrisiken sowie vorhandene Mitigants wie Speicherfähigkeit und Ersatzvermarktung. Rückläufige PPA-Preise, Erlösdruck bei Stand-alone-Solaranlagen und vermehrt kürzere Laufzeiten reduzieren die zukünftige finanzielle Tragfähigkeit vieler Projekte.

Für EPCs und Projektierer liegt der Bruch an anderer Stelle. Ein hoher Auftragsbestand ist nicht automatisch ein belastbarer Werttreiber. Deutlich granularere Bewertungskriterien, wie Netzanschluss, Genehmigungsreife, PPA-Qualität, Baukosten, Ertragsgutachten, Hersteller- und EPC-Partner-Qualität, Speicherfähigkeit und Sensitivitäten auf negative Preise entscheiden zunehmend über die finanzielle Tragfähigkeit. Entscheidend ist, ob Projekte unter heutigen Erlös-, Netz- und Finanzierungsvoraussetzungen noch umsetzbar sind.

Wo diese Annahmen nicht mehr stimmen, gehen ursprüngliche Business Cases und Finanzierungen nicht mehr auf. Die erste Sollbruchstelle sind dann Covenants, z. B. wenn ein geplanter DSCR auf Erlösen basiert, die in negativen Preisstunden oder bei Abregelung nicht mehr realisiert werden können.

Marktausblick: selektiver, nicht kleiner

Der strukturelle Marktausblick bleibt positiv, aber die nächste Phase wird selektiver. Gut strukturierte Solar- und Hybridprojekte, Speicherlösungen, flexible Vermarktung und EPCs mit echter Netz-, Projektentwicklungs- und Finanzierungskompetenz dürften gegenüber reinen Volumenmodellen an Bedeutung gewinnen. Der Markt entwickelt sich weg vom reinen PV-Ausbau hin zu einem komplexeren Infrastrukturmarkt, in dem Netzanschluss, Flexibilität, Kapitalzugang und Vermarktung über die Werthaltigkeit entscheiden.

Genau darin liegt der Unterschied zur Boomphase. Damals reichten Wachstum, Nachfrage und günstige Marktstimmung häufig aus, um Schwächen in Planung, Marge oder Liquidität zu überdecken. Heute werden diese Schwächen früher sichtbar. Das ist kein Grund, den Sektor grundsätzlich defensiv zu betrachten. Es ist aber ein Grund, bestehende Business Cases neu zu plausibilisieren und zwischen temporärem Gegenwind und strukturellem Restrukturierungsbedarf zu unterscheiden.

Wo Restrukturierungskompetenz in der Solarbranche Wert schafft

In belasteten Situationen liegt der Hebel selten in einer alleinstehenden Maßnahme. Entscheidend ist, die ursprüngliche Planung mit der neuen Marktlogik abzugleichen: Welche Erlöse sind unter negativen Preisen, PPA-Druck, Redispatch-Vorbehalt und realistischen Speicherannahmen tatsächlich erreichbar? Welche Projekte tragen ihren Schuldendienst noch? Und welche EPC- oder Projektentwicklungsmodelle verfügen über ausreichend Marge, Kapitalzugang und operative Steuerungsfähigkeit?

Horn & Company schafft in solchen Situationen Transparenz über Liquidität, Planung, Projektstatus, Segmentexposure und Ergebnistreiber. Ein Independent Business Review kann kurzfristig zeigen, ob die Abweichung vom ursprünglichen Business Case temporär ist oder ob eine strukturelle Anpassung erforderlich wird. Bei weitergehendem Handlungsbedarf bildet ein Sanierungsgutachten nach IDW S6 die Grundlage für Finanzierungs-, Stillhalte- oder Restrukturierungsentscheidungen.