Freitag, 25. September 2026

Top 3 News des Tages:

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Freundlich, bis 16 °C, 15 % Regenrisiko – ordentliche Ertragswerte, am Wochenende wird es deutlich wärmer.

Ab dem 1. November 2026 dürfen EU-finanzierte Solar-, Wind- und Speicherprojekte keine Wechselrichter von sogenannten Hochrisiko-Herstellern mehr einsetzen. Diese Woche hat die Kommission gegenüber Euronews bestätigt: Der Termin bleibt, eine Verlängerung gibt es nicht.

Als Hochrisiko-Länder führt die Kommission China, Russland, Iran und Nordkorea. In der Praxis trifft es vor allem chinesische Hersteller wie Huawei.

Wichtig ist der Geltungsbereich. Die Regel greift nur, wenn EU-Geld im Spiel ist – direkt oder über die Europäische Investitionsbank beziehungsweise den Europäischen Investitionsfonds. Neben Photovoltaik und Wind erfasst sie auch Batteriespeicher und deren Umrichter. Für die private Dachanlage, den Heimspeicher und rein national geförderte Projekte ändert sich nichts. Ein Einfuhrverbot ist es nicht.

Die Sorge dahinter: Ein Hersteller könnte Geräte aus der Ferne ansteuern, manipulieren oder abschalten und so Netze destabilisieren – im Extremfall bis zum Blackout. Die Leitlinie selbst hat die Kommission nie veröffentlicht. Sie ging ab dem 23. April 2026 direkt an die Finanzinstitute.

Die EIB und Teile der Branche hatten auf Ausnahmen gedrängt, zuletzt bei einem Runden Tisch im Juni. Ihr Argument: Andere Hersteller könnten die nötigen Stückzahlen womöglich nicht liefern. Die Kommission lehnt ab. Es gebe genug Alternativen, und Wechselrichter machten nur rund fünf Prozent der Kosten einer Solaranlage aus – ein Lieferantenwechsel verteuere Projekte um weniger als zwei Prozent.

Fronius schätzt, dass etwa 20 Prozent des europäischen Marktes direkt betroffen sind, vor allem Großanlagen. Huawei sagt, es habe nie offizielle Dokumente erhalten, nur Medienberichte und mündliche Hinweise, und spricht von Herkunftsdiskriminierung ohne objektive Grundlage.

Zum Einordnen: 70 bis 80 Prozent der in Europa eingesetzten Wechselrichter kommen laut Bundesregierung von chinesischen Herstellern. In Berlin prüfen Wirtschafts- und Innenministerium, Bundesnetzagentur und BSI gerade, ob Paragraf 41 des BSI-Gesetzes eine Untersagung kritischer Komponenten im Energiebereich trägt.

Der Dillinger Spezialist für vertikale Photovoltaik muss bis heute eine Aktienemission über fünf Millionen Euro abschließen, sonst folgt der Insolvenzantrag. Am Donnerstag waren 2,4 Millionen Euro gezeichnet.

Das Unternehmen sagt selbst, woran es liegt: "Uns fehlen keine Kunden. Uns fehlen keine Projekte. Uns fehlt keine Technologie." Es fehle schlicht an Finanzierung. Gezeichnet werden kann online bis heute, Mindestsumme 600 Euro.

👉 Sunny-Take: Ein Unternehmen mit voller Pipeline und funktionierender Technik steht vor der Insolvenz, weil niemand mehr finanziert. Das ist die eigentliche Warnung an die Politik – und sie kommt mitten in der ersten Lesung.

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Der chinesische Hersteller hat mit seiner HIBC-Rückkontaktzelle einen neuen Weltrekord für kristalline Siliziumzellen aufgestellt. Verifiziert hat ihn das Institut für Solarenergieforschung Hameln. Es ist der dritte Rekord allein in diesem Jahr: von 28,04 über 28,13 auf jetzt 28,29 Prozent.

Damit sind 96,2 Prozent der theoretischen Obergrenze erreicht. Silizium ist praktisch ausgereizt. Longi hat zugleich Module mit über 700 Watt auf HIBC-Basis vorgestellt, die bereits in Serie laufen.

👉 Sunny-Take: Aus dem Silizium ist fast alles rausgeholt. Die nächsten großen Effizienzsprünge kommen nur noch über Tandemzellen – und genau da forscht Europa gerade mit.

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Der Allgäuer Projektentwickler Green Flexibility plant an sechs niedersächsischen Standorten Batteriespeicher mit zusammen rund 120 MW Leistung. Inbetriebnahme zwischen 2027 und 2028, für erste Projekte soll der Bau noch in diesem Jahr starten.

👉 Sunny-Take: Großspeicher werden zum eigenen Projektgeschäft neben der Photovoltaik. Für Tiefbauer, Elektrobetriebe und Netzplaner entsteht hier gerade ein neuer Auftragsmarkt.

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Der Hersteller aus Heek liefert Energy Vault schlüsselfertige, containerisierte Stromerzeugungsanlagen mit 275 MW für KI-Rechenzentren. Vormontage und Test in Heek, Auslieferung zwischen Q4 2027 und Q3 2028.

Hintergrund: Der Stromverbrauch von Rechenzentren verdoppelt sich laut IEA bis 2030 auf rund 950 TWh. Netzanschlüsse dauern zu lange, deshalb entstehen Vor-Ort-Lösungen. Die Anlagen werden mit Batteriespeichern kombiniert – auch weil die Serverlast von KI-Rechenzentren binnen einer Sekunde um mehr als 50 Prozent schwanken kann.

👉 Sunny-Take: Rechenzentren warten nicht auf Netzanschlüsse, sie bauen sich ihre Versorgung selbst. Wer PV plus Speicher im Gewerbemaßstab anbietet, sollte diesen Kundentyp im Vertrieb haben.

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In Mittelfranken wird das Stromnetz zum Flaschenhals. Fast überall rechnen sich neue Solarparks – hier nicht mehr.

👉 Sunny-Take: Genau dieses Szenario meint der BSW mit "solaren Sperrzonen". Wer Flächen in der Region sichert, sollte die Netzsituation vor dem Pachtvertrag klären.

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Sunrun und SPAN wollen in neu gebauten Wohngebieten Rechenknoten für KI mit Solaranlagen, Speichern und intelligenten Stromverteilern kombinieren. Die Idee: ungenutzte Anschlusskapazität der Häuser für Rechenleistung erschließen. Hausbesitzer bekommen die Technik über ein vorausbezahltes Leasing und eine laufende Vergütung für den Standort. Erste Einsätze in Texas.

👉 Sunny-Take: Hausanschlüsse als verteiltes Rechenzentrum – ungewöhnlich, aber es löst dasselbe Problem wie der 2G-Auftrag oben: Netzanschlüsse dauern zu lange.

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Exklusive Vertriebspartnerschaft: Tigo Speicherlösungen 🔋

Wir suchen wenige ausgewählte Partner für den Vertrieb der Tigo GO Battery und weiterer Tigo Speicherprodukte. Für Installateure, Solarteure und Fachhändler, die ihr Speicherportfolio ausbauen wollen.

Drin sind: hohe Rohmargen, Online-Schulungen durch Tigo-Experten und technische Unterstützung bei Planung und Installation. Dazu der Green Glove Service – Tigo prüft Systemdesign, Kompatibilität und Installationsplanung und begleitet euch vor, während und nach der Montage. Auch bei anspruchsvollen Gewerbe- und Industrieprojekten.

Du willst auch vor tausenden Solar-Entscheidern stehen? Unsere Werbepartner haben über Sunny.de bereits Großprojekte und Container-Deals abgeschlossen. Anfragen an: [email protected]

Seit gestern beraten die Abgeordneten über EEG-Novelle und Netzanschlusspaket. Beschlossen werden sollen beide Gesetze bereits Mitte Oktober. Aus der Branche kommt eine lange Liste von Änderungswünschen – bei Photovoltaik, Wind, Netzen und den geplanten Differenzverträgen.

👉 Sunny-Take: Drei Wochen von der ersten Lesung bis zum Beschluss ist sportlich. Wer noch Einfluss nehmen will, muss diese Woche handeln, nicht im Oktober.

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Ab dem 1. Oktober sind in Österreich Peer-to-Peer-Verträge möglich. Zwei oder mehr Parteien können sich per Vertrag zusammenschließen und Strom teilen – ohne eigene Rechtsform wie bei einer Energiegemeinschaft. Verschenken oder verkaufen ist erlaubt, Gewinnabsicht ausdrücklich auch.

Voraussetzung sind ein Smart Meter und bestehende Lieferverträge bei allen Beteiligten. Zunächst geht das nur innerhalb desselben Netzgebiets, ab etwa April 2027 österreichweit. Günstigere Netzentgelte für P2P sollen ab Januar 2027 möglich sein, abhängig von der Entfernung.

👉 Sunny-Take: Österreich macht das Teilen zum Vertrag statt zum Vereinsgründungsakt. Ein Modell, das man sich in Deutschland für die Debatte um Energy Sharing genau ansehen sollte.

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Die Regulierungsbehörde E-Control will Stand-alone-Batteriespeicher von Netzentgelten befreien – Speicher, die an PV- oder Windanlagen gekoppelt sind, aber ausdrücklich nicht. Der Verband PV&B Austria hält das für falsch: Entscheidend müsse sein, ob ein Speicher das Netz nachweislich entlastet, nicht die Projektform. Gerade Hybridprojekte nutzen vorhandene Netzanschlüsse mit. Laut Verband ließen sich langfristig 15 Milliarden Euro Netzkosten sparen.

👉 Sunny-Take: Wer Speicher neben eine bestehende Anlage stellt, spart dem Netz einen Anschluss. Dass genau das bestraft werden soll, ergibt wenig Sinn – die Debatte kommt so auch nach Deutschland.

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Der Versicherer QBE hat britische Feuerwehren abgefragt. Ergebnis: Zwischen 2022 und 2025 stieg die Zahl der Brände mit Beteiligung von Solarmodulen um 133 Prozent – von 91 auf 212 Fälle. Die Zahl der Anlagen wuchs im gleichen Zeitraum nur um 52 Prozent.

Die häufigste Ursache 2025: DC-Kabel und Steckverbindungen mit 49 Fällen, fast doppelt so viele wie im Vorjahr. Dahinter folgen Module (36), Batteriespeicher (23) und Wechselrichter (19).

Besonders auffällig: Die Zahl der Brände, die über die Anlage hinaus aufs Gebäude übergreifen, hat sich in drei Jahren fast verdreifacht – von 33 auf 88. Auf Gewerbeimmobilien stiegen die Fälle um 46 Prozent.

QBE-Risikomanager Adrian Simmonds führt das vor allem auf die Installationsqualität zurück: lose Anschlüsse, beschädigte Leitungen, fehlerhafte Verkabelung.

👉 Sunny-Take: Nicht die Technik brennt, sondern die Montage. Sauber gesetzte Stecker und eine jährliche DC-Prüfung sind die günstigste Versicherung, die du deinen Kunden verkaufen kannst.

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Auf dem Gelände eines Wasserwerks in La Verne bei Los Angeles hat ein Lithium-Batteriespeicher neben einer Solaranlage gebrannt. Über 500 Haushalte mussten raus, eine Schule blieb geschlossen.

Heikel wurde es danach: Der benachbarte, baugleiche Container begann zu rauchen und zu knacken. Die Temperatur im Inneren stieg über Nacht von etwa 20 auf knapp 32 Grad. Die Feuerwehr kühlte durchgehend mit Wasser – sobald sie aufhörte, stieg die Temperatur wieder. Giftige Gase wurden außerhalb des Geländes nicht gemessen.

👉 Sunny-Take: Ein brennender Speichercontainer heizt den Nachbarcontainer auf. Abstände, Kühlmöglichkeit und Zugänglichkeit gehören deshalb in jedes Speicherkonzept – auch bei Gewerbeprojekten hierzulande.

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Steve Cargil, 67, bewirtschaftet seit 1953 das Land seiner Familie bei Uvalde im Südwesten von Texas. Flach, trocken, hart erarbeitet. Er war immer davon ausgegangen, dass eines seiner drei Kinder den Hof übernimmt – so wie er ihn von seinem Vater übernommen hatte.

Diese Gewissheit zerbrach in einer Nacht im Jahr 2018. Cargil und sein Sohn Ryan hatten monatelang Kohl und Zwiebeln hochgezogen. Dann zog ein Hagelsturm durch und vernichtete alles über Nacht.

"Ich erinnere mich, wie mein Sohn sagte: Papa, ich weiß nicht, ob ich das kann. Du machst alles richtig, wir arbeiten so hart, und eines Morgens kommst du raus und es ist alles weg."

Keines der drei Kinder wollte hauptberuflich weitermachen. Für Cargil hieß das: Der Hof endet mit ihm. Und eine Rente hat ein Farmer in der Regel nicht.

Dann verpachtete er 600 Acres an einen Solarentwickler – rund ein Viertel seiner Fläche. Heute steht dort eine große Solarfarm.

"Nicht in meinen kühnsten Träumen hätte ich gedacht, dass mal ein Solarprojekt auf meiner Farm steht", sagt Cargil. Rückblickend nennt er es einen Segen.

Die Geschichte erzählt mehr als eine Pachteinnahme. Ausgerechnet in Texas, dem Ölstaat schlechthin, wird Solar zur Altersvorsorge für Landwirte, deren Betrieb keinen Nachfolger findet. Das ist kein ideologisches Argument, sondern ein wirtschaftliches. Und es dürfte auch in Deutschland immer öfter am Küchentisch besprochen werden.

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