BRÜSSEL- Europa leidet unter aufeinanderfolgenden Hitzewellen, die in diesem Sommer die Temperaturrekorde auf dem gesamten Kontinent gebrochen haben. Wälder brennen, Flüsse trocknen selbst in gemäßigten Klimazonen aus und Klimaanlagen laufen auf Hochtouren. Doch inmitten dieser sengenden Realität hat eine Marktdynamik alle Erwartungen übertroffen: Die Preise für Solarmodule steigen nicht mit der Hitze, -sie kühlen ab.
Laut dem neuesten PV-Preisindex von pvXchange.com bleiben die Preise für Solarmodule weitgehend stabil, wobei das Überangebot weiterhin Abwärtsdruck ausübt, auch wenn die Auftragsbücher der Installateure weiterhin gut sind. Das Phänomen bringt das Paradoxon des europäischen Solarmarktes im Sommer 2026 auf den Punkt: beispiellose Stromnachfrage, Rekord-Solarleistung, aber ein Preisumfeld, das den Herstellern wenig Erleichterung bietet, den Käufern aber attraktive Möglichkeiten bietet.
Hitzewelle treibt Strombedarf auf Rekordniveau
Europas Stromnetze wurden auf die Probe gestellt. Laut der Energie-Denkfabrik Ember stieg der tägliche Strombedarf während der Hitzewellen ab Ende Juni in Italien um bis zu 28 %, in Ungarn um 23 %, in Frankreich um 14 % und in Spanien um 13 %, verglichen mit der Woche vor der Hitzewelle, als die Temperaturen näher am saisonalen Durchschnitt lagen. In weiten Teilen Mittel- und Osteuropas überstiegen die lokalen Temperaturen an aufeinanderfolgenden Tagen die 40-Grad-Marke, wobei im August kaum Anzeichen einer Besserung zu verzeichnen waren.
Die steigende Nachfrage ist vor allem auf den Einsatz von Klimaanlagen in Haushalten, öffentlichen Gebäuden sowie Gewerbe- und Industrieanlagen zurückzuführen. Gleichzeitig hat die extreme Hitze die Versorgung aus anderen Erzeugungsquellen eingeschränkt. Die Wasserkraftproduktion fiel im Mai, Juni und Juli auf den niedrigsten Stand seit mindestens einem Jahrzehnt. In Ungarn und Rumänien führten rekordverdächtige Niedrigwasserstände der Donau zu einem starken Rückgang der Leistung von Kernkraftwerken, die typischerweise 40 % bzw. 15 % ihrer jeweiligen Stromerzeugung liefern.
Die Folge waren dramatische Preisanstiege auf den Strommärkten. Die Day{1}}Ahead-Strompreise in Frankreich und Italien erreichten in Spitzenzeiten 313 €/MWh bzw. 285 €/MWh, während die französischen Day{4}}Ahead-Preise an einem einzigen Tag im August um 20,5 % auf 141 €/MWh stiegen. Die italienischen Großhandelspreise für Strom erreichten am 3. August 197,71 €/MWh, den höchsten Stand seit Januar 2023. Die durchschnittlichen täglichen Strompreise stiegen während früherer Hitzewellen in Ungarn um 119 %, in Frankreich um 44 %, in Italien um 13 % und in Spanien um 7 %, wobei am frühen Abend deutliche Spitzen zu verzeichnen waren.
Solar steigt auf-Aber die Preise bleiben unverändert
Die Rekord-Solarleistung hat dazu beigetragen, das Netz tagsüber stabil zu halten. Ember berichtet, dass die Solarproduktion an Hitzewellentagen im Vergleich zu anderen Tagen im Juni und Juli um bis zu 17 % höher war, was dazu beitrug, die gestiegene Nachfrage zu decken, während andere Energiequellen Schwierigkeiten hatten. In einigen Märkten deckte die Solarenergie im August mehr als 50 % des Tagesbedarfs.
Der Stromerzeugungsschub hat sich jedoch nicht in höheren Modulpreisen niedergeschlagen. Im Gegenteil sind die Preise in einigen Segmenten erneut gesunken. Laut OPIS-Bewertungen lagen die Preise für „Delivered Duty Paid“ (DDP) für importierte TOPCon-Module über 600 Wp Anfang Juli im Durchschnitt bei 0,109 € (0,124 $)/Wp, wobei TOPCon-Module im kleineren Format, die in europäischen Lagern verfügbar sind, unverändert bei rund 0,111 €/Wp ab Werk lagen. Tier-1-PERC-Module werden im Bereich von 0,08–0,12 €/Wp gehandelt, während TOPCon-Module einen Aufschlag von nur 0,01–0,03 €/Wp erzielen.
Martin Schachinger von pvXchange.com weist darauf hin, dass Produktionsüberschüsse abgebaut werden müssen, was Druck auf die Marktpreise ausübt, -insbesondere für Module, die für große Dachanlagen und Freilandprojekte vorgesehen sind-. Der Markt bleibt strukturell überversorgt, da die in den letzten zwei Jahren angehäuften großen Lagerbestände weiterhin die Preise belasten.
Politische Unsicherheit schränkt die Bereitstellung ein
Wenn allein die Logik von Angebot und Nachfrage die Ergebnisse diktieren würde, hätte die wärmebedingte Stromknappheit in Europa den Einsatz erneuerbarer Energien beschleunigen müssen. Dennoch schweigen sich die Regierungen weitgehend über das Gesamtbild aus und bieten kurzfristige Maßnahmen zur Abmilderung der Auswirkungen des Klimawandels an, ohne auf die grundsätzliche Notwendigkeit einer Beschleunigung der Energiewende einzugehen.
Stattdessen wirft die politische Unsicherheit einen langen Schatten auf den Markt. In Deutschland stößt der Entwurf des Erneuerbare-Energien-Gesetzes EEG 2027 auf heftigen Widerstand bei Branchenverbänden und innerhalb der Regierungskoalition. Der Vorschlag würde die Einspeisetarife für neue PV-Anlagen bis zu 25 kW abschaffen, was möglicherweise erhebliche Auswirkungen auf Investitionen hätte und Arbeitsplätze gefährden würde. Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) hat davor gewarnt, dass die Reformen die Investitionen schwächen und den Solarausbau verlangsamen könnten.
Auf EU-Ebene schreiten mehrere Richtlinien zur Beschränkung der Lieferkette voran, darunter der Net Zero Industry Act (NZIA), der Industrial Accelerator Act (IAA) und restriktive Maßnahmen gegen Wechselrichter aus sogenannten Hochrisikoländern. Der IAA-Vorschlag sieht vor, dass ab drei Jahren nach Inkrafttreten Projekte, die durch öffentliche Ausschreibungen, Auktionen für Netto-{3}Null-Technologie und öffentliche Förderprogramme vergeben werden, in der EU hergestellte PV-Wechselrichter und Solarzellen umfassen müssen. Während diese Maßnahmen darauf abzielen, die inländische Produktion zu stärken, erhöhen sie auch die Schwellenwerte für die Lieferkette und schaffen Unsicherheit für Projektentwickler.
Ein Markt am Scheideweg
Die Kombination aus politischer Unsicherheit und anhaltendem Überangebot hat eine besondere Marktdynamik geschaffen. Die Nachfrage nach Photovoltaikanlagen geht zwar nicht zurück, wächst aber auch nicht exponentiell. Einige Käufer verfolgen eine abwartende Haltung und rechnen mit einer deutlichen Verschlechterung der Investitions- und Installationsbedingungen im nächsten Jahr.
SMM geht davon aus, dass die Gesamtzahl der neuen Solarinstallationen auf dem europäischen Markt im Jahr 2026 auf etwa 68,5 GW sinken wird, was einem Rückgang von etwa 2 % gegenüber dem Vorjahr entspricht. Das Wachstum im europäischen dezentralen Markt ist relativ stabil geblieben, während Projekte im Versorgungsmaßstab -durch Projektrenditen, Netzanschlussbedingungen und häufige Perioden negativer Strompreise eingeschränkt werden.
Dennoch gibt es Anzeichen dafür, dass der Markt in eine neue Phase eintritt. Beschaffungsentscheidungen werden zunehmend von Logistik, Politik, Technologie und langfristigen Projektökonomien und nicht nur vom Preis allein bestimmt. Batteriespeicher haben sich von einer optionalen Ergänzung zu einem zentralen Bestandteil der Projektökonomie entwickelt. Und nach zwei Jahren beispielloser Preisrückgänge sind einige Hersteller weniger bereit, Bestellungen zu Preisen anzunehmen, die sie für unwirtschaftlich halten.
Der Blick nach vorn
Ob die Modulpreise in diesem Jahr noch deutlich weiter sinken werden, bleibt ungewiss. Für den Rest des Jahres 2026 ist mit einem deutlichen Preisrückgang nach Angaben der Hersteller nicht zu rechnen. Vieles hängt jedoch von der Entwicklung rund um das deutsche EEG 2027 und den weiteren politischen Rahmen der EU nach der Sommerpause ab.
Derzeit befindet sich Europa in einer paradoxen Lage: Rekordwärme treibt eine beispiellose Stromnachfrage voran und beweist den Wert der Solarenergie als netzstabilisierende Kraft-, doch politische Unsicherheit und strukturelles Überangebot halten die Modulpreise niedrig. Wie Schachinger feststellt, bestünde die offensichtliche Antwort auf die Klimakrise darin, die Energiewende zu beschleunigen und der erneuerbaren Stromerzeugung höchste Priorität einzuräumen. Ob sich die politischen Entscheidungsträger dieser Herausforderung stellen werden-oder weiterhin kurzfristige-Lösungen anbieten, während das Quecksilber weiter steigt-, bleibt die entscheidende Frage für die solare Zukunft Europas.
