Photovoltaik (PV) ist in Deutschland längst nicht mehr nur ein Nischenthema für Eigenheime: Neue Auswertungen zur Stromerzeugung zeigen, dass Solarenergie 2025 einen bemerkenswerten Anteil am Stromverbrauch erreicht und zusammen mit Windkraft zur wichtigsten Säule der öffentlichen Stromerzeugung aufsteigt. Parallel dazu verdichten sich jedoch die Hinweise, dass die heimische Solarindustrie – besonders in Ostdeutschland, wo sich einst ein europäisches Zentrum der PV-Fertigung entwickelte – weiter an Boden verliert. Diese Gleichzeitigkeit aus Erfolg im Strommix und Schwäche in der Produktion prägt die Photovoltaik-Debatte zum Jahreswechsel 2025/26.

1) Was die aktuellen Zahlen bedeuten: Solar deckt einen großen Teil des Stromverbrauchs

Mehrere Berichte verweisen darauf, dass Solarenergie rund 18 % des deutschen Stromverbrauchs abdeckt. Das ist ein starkes Signal für den Ausbau der Erneuerbaren: PV trägt damit nicht nur an sonnigen Tagen zur Deckung von Spitzenlasten bei, sondern wird zu einem verlässlichen Bestandteil der Jahresbilanz.

Wichtig ist dabei die Einordnung: Ein hoher Anteil am Stromverbrauch heißt nicht, dass Solar rund um die Uhr liefert. Die PV-Erzeugung ist tages- und saisonabhängig. Dass dennoch ein zweistelliger Jahresanteil erreicht wird, zeigt vor allem:

  • deutlich mehr installierte Leistung (Zubau auf Dächern und Freiflächen),
  • bessere Systemintegration (Netzführung, Prognosen, Vermarktung),
  • und eine wachsende Rolle von Eigenverbrauch (Haushalte, Gewerbe) sowie PV-Strom aus großen Parks.

2) Wind und Solar als „Doppelspitze“: Warum das den Strommix verändert

Für 2025 wird außerdem berichtet, dass Wind und Solar gemeinsam die stärkste Säule der öffentlichen Stromerzeugung bilden – teils als „Doppelspitze“ beschrieben. Das ist ein Strukturwandel im Energiesystem: Während konventionelle Kraftwerke früher die Grundlast dominierten, prägen nun wetterabhängige Quellen die Erzeugungslandschaft.

Praktisch hat das mehrere Konsequenzen:

  • Mehr Flexibilität wird zum Muss: Lastverschiebung in Industrie und Gebäuden, flexible Kraftwerke sowie Speicher gewinnen an Bedeutung.
  • Netzausbau und Netzbetrieb werden komplexer: PV liefert mittags viel, Wind oft in anderen Zeitfenstern – beides muss regional und überregional transportiert werden.
  • Preis- und Marktmechanik: Häufige PV-Spitzen können Börsenpreise drücken; das verbessert kurzfristig die Stromkosten, verändert aber Investitionssignale (z. B. für Speicher und flexible Verbraucher).

3) Deutschlands „Solar Valley“ unter Druck: Erfolg beim Ausbau ≠ Erfolg bei der Industrie

Während die PV im Strommix wächst, berichten Medien zugleich über den schleichenden Niedergang des deutschen „Solar Valley“ – sinnbildlich für den industriellen Kern der Photovoltaik in Deutschland. Gemeint ist damit vor allem die Region in Mitteldeutschland, in der sich über Jahre eine Cluster-Struktur aus Zell-/Modulfertigung, Maschinenbau, Zulieferern und Forschung gebildet hatte.

Dass dieser Standort an Substanz verliert, ist energiepolitisch relevant, weil es um mehr geht als Symbolik:

  • Wertschöpfung und Arbeitsplätze: Ausbau kann stattfinden, ohne dass die Geräte im Land produziert werden.
  • Technologiekompetenz: Produktions-Know-how (Skalierung, Qualitätsprozesse, Innovationen) ist schwer zurückzugewinnen, wenn es einmal abwandert.
  • Lieferkettenrisiken: Hohe Importabhängigkeit kann bei Handelskonflikten, Engpässen oder Preisverwerfungen zum Problem werden.

Der Kernkonflikt lautet: Deutschland und Europa beschleunigen zwar die Installation von PV-Anlagen, doch die industrielle Basis konkurriert mit globalen Produktionsmärkten, in denen große Hersteller Skalenvorteile und oftmals günstigere Energie- und Kapitalkosten haben. Ohne gezielte Industriepolitik (z. B. Investitionsanreize, verlässliche Nachfrage, Standards) droht eine dauerhafte Lücke zwischen Energiewende-Zielen und heimischer Fertigung.

4) Forschungstrend: „Flüssige Solarenergie“ und Wasserstoff ohne externe Elektrizität

Ein weiterer Lead verweist auf Forschung zu einer Art „flüssiger Solarenergie“, bei der Wasserstoff gespeichert und später wieder freigesetzt werden kann – ohne dass dafür im Moment der Freisetzung externe Elektrizität nötig ist. Solche Ansätze zielen darauf ab, das zentrale PV-Problem zu entschärfen: Solarstrom fällt nicht immer dann an, wenn er gebraucht wird.

Einordnung: Auch wenn viele dieser Verfahren noch nicht im industriellen Maßstab angekommen sind, sind sie strategisch interessant, weil sie eine Brücke zwischen kurzfristiger Stromerzeugung und langfristiger Energiespeicherung schlagen. In der Praxis wird sich zeigen müssen, wie effizient, kostengünstig und skalierbar solche Speicherpfade gegenüber Batterien, Power-to-Gas oder thermischen Speichern sind.

5) Was jetzt zählt: Ausbau, Netze, Speicher – und eine realistische Industrieagenda

Aus den Entwicklungen lassen sich drei Prioritäten ableiten:

  1. PV-Ausbau systemdienlich gestalten: mehr Ost-West-Ausrichtung, intelligente Einspeisung, Kombination mit Speichern und Lastmanagement, um Netze zu entlasten.
  2. Flexibilität hochfahren: Speicher (Batterie, Pumpspeicher, perspektivisch Wasserstoff), flexible Verbraucher, bessere Marktanreize für Regelbarkeit.
  3. Industriepolitik präzisieren: Wenn Deutschland/Europa Fertigung behalten oder zurückholen will, braucht es planbare Rahmenbedingungen (Investitionssicherheit, Skalierungsförderung, Nachhaltigkeits- und Resilienzanforderungen in Ausschreibungen).

Unterm Strich zeigt sich: Photovoltaik liefert bereits heute einen großen Beitrag zur Stromversorgung. Die nächste Phase entscheidet jedoch darüber, ob Deutschland nicht nur installiert, sondern auch wieder stärker produziert – und ob das Energiesystem die wachsenden Solar- und Windanteile stabil, bezahlbar und resilient integrieren kann.