128 Gigawatt PV: Warum der Zubau allein die Wende nicht schafft – und was mein Haus mit 137,5 kWh Puffer daraus macht
Am 20. August 2026 meldete pv-magazine, Deutschland habe beim Photovoltaik-Ausbau das EEG-Zwischenziel für 2026 erreicht: 128 Gigawatt installierte Leistung. Zum Ziel für 2030 müsse in den kommenden Jahren mehr Leistung zugebaut werden als zuletzt geschehen. Der Bundesverband Solarwirtschaft warne, dass EEG-Novelle und Netzpaket gegenteilig wirken würden.
Was auf den ersten Blick wie ein Erfolg aussieht, ist in Wahrheit der klassische Kannibalisierungseffekt: Mehr Erzeugung bei gleichzeitig starrer Nachfrage senkt die Preise bis ins Negative. Im Jahr 2025 fiel Strom in Deutschland 573 Stunden lang negativ – Tendenz steigend auf 700 bis 900 Stunden 2026. An manchen Tagen, so mein LinkedIn-Post vom Juni 2026, landeten 89 Prozent der täglichen PV-Produktion bei negativen Preisen im Netz.
Was das für mich bedeutet? Meine Anlage in Kirchseeon liefert seit Inbetriebnahme 2023 über 255 Megawattstunden Solarstrom. Dazu kommen zwei Balkonkraftwerke mit je 3 kWp am Wintergarten. Auf dem Dach 29,5 kWp SolarEdge, gespeichert in einem Tesla-Powerwall-Paket von 52,5 kWh (drei Powerwall 3 und eine Powerwall 2). Vier Elektrofahrzeuge stehen in Carport und Garage: ein Tesla Model S 90D von 2016, ein Model Y Long Range von 2021, ein Model S Plaid von 2022 und eine Renault Zoé Z.E. 50. Über zwei OpenWB-Duo-Ladepunkte mit insgesamt vier Ladepunkten lade ich diese Fahrzeuge zuhause.
Was sich ergibt: ein Gesamtpuffer von 137,5 kWh. Davon 52,5 kWh stationär in der Wand, der Rest in den Fahrzeugbatterien. Das ist der Punkt, den die meisten Übersehen. Jedes batterieelektrische Fahrzeug ist ein Heimspeicher, der aus einem völlig anderen Grund gekauft wurde. Die Grenzkosten dieser Kapazität sind null. Bezahlt wird nur noch die bidirektionale Wallbox.
Seit der EnWG-Novelle vom November 2025 entfällt die doppelte Netzentgeltbelastung beim Laden und Entladen von Speichern. Seit März 2026 gilt die VDE-AR-N 4105:2026-03 als technische Anschlussnorm für bidirektionales Laden. Das bedeutet: Die rechtlichen Blockaden sind weg. Was bleibt, ist die Frage, wer flexibel genug ist, diese Energie auch wirklich zu nutzen.
Ich steuere alles über Home Assistant, konkret emhass für die Day-Ahead-Optimierung gegen Tibber-Dynamic-Tarife mit stündlichen Börsenpreisen. Die Logik ist banal: Lade, wenn der Preis negativ ist, entlade, wenn er hochschnellt. Die Mittagsspitze, die das Netz belastet, ist bei mir der günstigste Ladeslot. An einem Pfingstsonntag 2025 etwa landeten 89 Prozent der Tages-PV-Produktion bei negativen Preisen – und mein Haus lud genau in diesen Stunden auf.
Die Energiewende-Debatte hängt noch immer an der Erzeugung. Dabei ist die eigentliche Wertschöpfung der nächsten fünf Jahre woanders: in Speicherung, Steuerung und Day-Ahead-Optimierung – also in Software und Batterien, nicht in mehr Panels. Negative Preise sind kein Systemfehler. Sie sind das Preissignal, Flexibilität zu bauen. Wer 900 Stunden geschenkten Strom ignoriert, überhört entweder das Signal oder hat schlicht kein Flexibilitäts-Konzept.
Wer heute einen Heimspeicher dimensioniert, ohne die Autos in der Einfahrt zu bilanzieren, kauft Kapazität, die er längst besitzt. Bei mir stehen mit den vier Elektrofahrzeugen knapp zwei Drittel der gesamten Speicherkapazität auf Rädern. Das stationäre Drittel von 52,5 kWh war übrigens das teuerste pro Kilowattstunde – die Fahrzeuge kommen quasi gratis dazu. Die Energiewende passiert nicht bei der Erzeugung. Sie passiert bei der Frage, wer flexibel genug ist, sie zu nutzen. Und wer das ignoriert, der bleibt auf den Kosten sitzen, während die Sonne geschenkt wird.
Erstellt mit KI-Unterstützung, fachlich geprüft und redaktionell verantwortet von Achim Karpf.
