BERLIN / LONDON (IT BOLTWISE) – In Deutschland ist im Jahr 2026 bis Ende September bereits mehr Solarstrom erzeugt worden als im gesamten Vorjahr. Bis zum 27. September kamen 90,2 Terawattstunden zusammen und damit mehr als die 90,0 Terawattstunden aus 2025. Grundlage sind Daten, die auf Energy-Charts des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE) zurückgehen. Gleichzeitig steigt der Anteil der Erneuerbaren am Einspeisestrom deutlich, während der Blick auf EEG-Novelle und Netzpaket die nächsten Investitionsschritte prägt.
Der Solarrekord für 2026 ist vor allem deshalb bemerkenswert, weil er nicht auf dem Papier, sondern in der laufenden Erzeugung sichtbar wird: In Deutschland wurde laut Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) bis zum 27. September bereits eine Menge von 90,2 Terawattstunden (TWh) aus Photovoltaik erzeugt. Das ist mehr als im Gesamtjahr 2025, das mit 90,0 TWh endete. Der Verband erklärte den 27. September entsprechend zum „Solar Day“ und ordnete damit den Sprung in einen klaren Rhythmus ein: Die Zeit bis zur Jahresschwelle wird kürzer, sobald die Wetterlage mit dem Ausbau stärker zusammenspielt.
Ein wichtiger Kontext steckt in den gleichzeitig erhobenen Zahlen zur gesamten Stromversorgung. Laut Statistischem Bundesamt lag der Anteil von Sonnenstrom in den ersten sechs Monaten bei 17,8 Prozent der insgesamt ins Netz eingespeisten Strommenge; das waren 3,5 Prozentpunkte mehr als im Vorjahreszeitraum. Noch stärker war Windstrom mit 29,4 Prozent, während die Erneuerbaren insgesamt auf 59,1 Prozent kamen. Technisch betrachtet verweist diese Kombination auf ein zunehmend „gemischtes“ Einspeiseprofil: Wenn mehrere Erzeugungstechnologien gleichzeitig wachsen, verschiebt sich die Abhängigkeit von einzelnen Wetterlagen, und Netzbetreiber können ihre Last- und Erzeugungsprognosen stärker auf unterschiedliche Profile stützen.
Die Rekordmarke von 90 TWh zeigt außerdem, welche Größenordnung sich hinter Photovoltaik in Deutschland inzwischen verbirgt. Im vergangenen Jahr wurden insgesamt 438 TWh Strom ins Netz eingespeist, während eine einzelne Terawattstunde einer Milliarde Kilowattstunden entspricht. Zum Einordnen: In Hamburg wurden im vergangenen Jahr 10,7 TWh Strom verbraucht, und Haushalte liegen häufig im Bereich von 2.000 bis 4.000 Kilowattstunden pro Jahr. Damit wird deutlich, dass es sich nicht um einen Randbeitrag handelt, sondern um eine Stromquelle, die in der Systembilanz eine reale Rolle spielt. Als Gründe nennt der Verband sowohl ungewöhnlich viele Sonnenstunden als auch den weiteren Ausbau der Photovoltaik. Gerade dieser Mix ist relevant: Die Wetterkomponente kann kurzfristig dominieren, der Anlagenzubau wirkt dagegen strukturell und verstetigt die Erträge über viele Jahre.
Mit dem Ausbau verändert sich auch die Anlagelandschaft. Ende August waren nach einer Auswertung von Daten der Bundesnetzagentur über das Internationale Wirtschaftsforum Regenerative Energien (IWR) rund 6,3 Millionen Solaranlagen in Betrieb, zusammen mit knapp 130 Gigawatt (GW) Kapazität. Unter den Installationen entfielen laut Bundesnetzagentur knapp 1,5 Millionen auf Steckersolargeräte, also Balkonkraftwerke, die zusammen gut 1,6 GW leisten. Auffällig ist dabei, dass Photovoltaik nicht nur als Dachtechnologie wächst: Solarmodule werden zunehmend auch in Fassaden- oder Dachelemente integriert, und Freiflächensysteme entstehen auf Feldern oder entlang von Infrastruktur wie Autobahnen. Daneben gewinnt Agri-Photovoltaik an Bedeutung, bei der landwirtschaftliche Nutzung und Stromerzeugung parallel stattfinden – vom Anbau etwa von Obst oder Hopfen bis hin zu Modellen mit Tierhaltung. Auch Floating-PV, also schwimmende Photovoltaik auf Wasserflächen, wird genutzt, beispielsweise auf früheren Kiesgruben. Für die Netz- und Betriebsführung bedeutet das: Mehr dezentrale Einspeisung, mehr Standorte und damit mehr Variabilität im Tagesverlauf.
Technologisch rückt damit die Frage in den Vordergrund, wie Schwankungen ausgeglichen werden. Der Verband verweist zugleich auf die zunehmende Rolle von Batteriespeichern, die in der Praxis vor allem zwei Funktionen erfüllen: Sie glätten Last- und Einspeisespitzen auf der Gebäude- oder Quartiersebene und sie ermöglichen es, Solarstrom zeitversetzt zu nutzen. Genau hier liegt auch die operative Verbindung zum Markt: Wenn Speicherverfügbarkeit steigt und die steuernde Einbindung in Energiemanagementsysteme einfacher wird, verschiebt sich der Nutzen von Photovoltaik weg vom reinen „Erzeugen im Tagesfenster“ hin zum „Verteilen über den Tag“. Das wiederum macht die Investitionsentscheidung für Haushalte und Unternehmen weniger abhängig von kurzfristigen Vergütungslogiken und stärker von der Eigenverbrauchsoptimierung.
Gleichzeitig adressiert der BSW-Solar die politischen Rahmenbedingungen als potenziellen Bremsfaktor. Der Verband warnt vor neuen Investitionshürden durch die geplante EEG-Novelle 2027 und das sogenannte Netzpaket. Laut den Angaben des Verbands will die Bundesregierung den Ausbau stärker an Kosteneffizienz, Versorgungssicherheit und tatsächliche Netzkapazität ausrichten. Konkret ist eine bessere regionale Steuerung des Zubaus vorgesehen; außerdem sollen ab 2027 kleine, meist privat installierte Solaranlagen mit unter 25 Kilowatt installierter Leistung keine dauerhafte Förderung mehr erhalten. Für Entscheider in Unternehmen und kommunalen Trägern ist das weniger ein abstraktes Gesetzesthema als eine Planungsfrage: Welche Projekte rechnen sich noch im vorgesehenen Zeithorizont, wie verändern sich Rückzahlungsdauern, und welche Rolle spielen dann alternative Finanzierungs- oder Speicherstrategien? Der BSW-Solar formuliert hier eine klare Erwartungshaltung, wonach die Investitionsbereitschaft nicht ausgebremst werden dürfe.
Dass Photovoltaik inzwischen auf mehreren Flächenklassen skaliert, zeigt auch die Breite der Projekte. Als Beispiel wird der Energiepark Witznitz in Sachsen genannt: Er erstreckt sich nach Betreiberangaben über mehr als 500 Hektar ehemalige Bergbauflächen südlich von Leipzig und verfügt über eine Leistung von 650 Megawatt, mit rund 1,1 Millionen verbauten Solarmodulen. Gerade solche Anlagenhorizonte machen die Systemintegration zu einem zentralen Thema: Nicht nur Leistung, auch Netzanbindung, Abregelung und Prognosegüte entscheiden, ob die eingespeiste Energie tatsächlich wirksam werden kann. Insgesamt deuten die Zahlen auf einen verstärkten Wettbewerbsdruck für die nächste Umsetzungsphase hin – auf der technischen Seite etwa durch effizientere Speicher- und Netzsteuerung, auf der regulatorischen Seite durch die konkrete Ausgestaltung der künftigen Fördersystematik.
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