​Am 8. Juli 2025 erreichte die Solarstromerzeugung in Großbritannien erstmals 14 GW. An diesem Nachmittag produzierte Solarenergie für mehrere Stunden mehr Strom als Gas, Wind und Kernkraft zusammen. Und das, ohne dass Solarenergie im CfD-Programm enthalten war, das in den nächsten Jahren 10 GW zusätzliche Solarkapazität ans Netz bringen soll.

Diese Rekordproduktion hatte direkte Auswirkungen auf den Batteriemarkt. Am 3. Juli, als die Solarleistung bei 11,5 GW lag, verzeichnete der ME BESS GB Index £318/MW, 84 % über dem Tagesdurchschnitt des Sommers 2025. Am 8. Juli, bei 14 GW Solar, fielen die Erlöse auf £155/MW, 10 % unter dem Durchschnitt. Solarenergie dehnt die Intraday-Spreads an manchen Tagen aus und verringert sie an anderen – je nachdem, wie das Erzeugungsprofil mit Nachfrage und Wind zusammenwirkt.

Großbritannien verfügt mittlerweile über 21 GW installierte Solarkapazität. Die Regierung will bis 2030 insgesamt 45 GW Solarenergie – aus Dach- und Freiflächenanlagen – erreichen. Das bedeutet, dass die Kapazität in fünf Jahren mehr als verdoppelt werden muss. Die Auswirkungen von CfD- und nicht subventionierter Solarenergie auf Großhandelspreise, Batterieerlöse und Capture Rates werden weiter zunehmen. So sind wir hierher gekommen.

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Wichtige Erkenntnisse – Solar-Ausbau in drei Phasen

• Großbritannien verfügt über etwa 21 GW betriebsbereite Solarkapazität. An Tagen mit hoher Solarproduktion werden die Großhandelspreise deutlich beeinflusst.
• Der Ausbau erfolgte in drei Subventionsphasen: FiT, RO und CfD. Jede Phase reagierte auf die jeweiligen Kostenentwicklungen der Solarenergie.
• Solaranlagen ohne FiT-, RO- oder CfD-Unterstützung – darunter private Dachanlagen, gewerbliche Anlagen hinter dem Zähler und Merchant Utility – machen heute 8,6 GW aus.
• Die Investitionskosten (CAPEX) für große Solaranlagen sind seit 2010 um 75 % gesunken – von £3.050/kW auf £780/kW. Das britische Energieministerium (DESNZ) gibt die aktuellen Kosten für Freiflächenanlagen (≥5 MW) mit £659/kWp an, im Bereich von £526–788/kWp.
• Allein die CfD-Projektpipeline umfasst über 12 GW aus AR4–AR7a. Zusammen mit nicht subventionierten Anlagen könnte die Gesamtkapazität bis 2030 auf 41 GW steigen – knapp unter dem Ziel von 45 GW.

Solarenergie beeinflusst bereits die Strompreise

Mit 21 GW ist Solarenergie groß genug, um die Preise selbst bei hoher Nachfrage zu bewegen. An klaren Sommertagen übersteigt die Solarproduktion vom späten Vormittag bis zum Nachmittag die Gasproduktion, drückt die Großhandelspreise zur Mittagszeit und verändert die Intraday-Spreads, auf die Batterien und flexible Erzeuger setzen.

Die Auswirkungen variieren von Tag zu Tag. Hohe Solarproduktion kann die Differenz zwischen den Mittagstiefs und den Abendspitzen vergrößern und Handelsmöglichkeiten schaffen. Oder sie kann, wenn sie bis in den Nachmittag anhält, die Preiskurve abflachen und die Spreads verringern. Beide Effekte werden mit wachsender Flotte deutlicher.

Für Solaranbieter gilt: Jedes zusätzliche Gigawatt drückt genau zu den Stunden, in denen Solar produziert, den Großhandelspreis. Die Solar Capture Rates werden voraussichtlich von 89 % auf 68 % im kommenden Jahrzehnt sinken – ähnliche Rückgänge gab es bereits in Deutschland und Spanien, wo ebenfalls massiv Solar ausgebaut wurde.

Diese Kannibalisierung ist ein Grund, warum die Regierung Solar wieder ins CfD-Programm aufgenommen hat – reine Markterlöse reichten nicht aus, um das für Net Zero nötige Ausbautempo zu halten.

Solar wurde in drei klaren Phasen ausgebaut

Die 21 GW Solarflotte Großbritanniens entstand in drei Epochen, jeweils als Antwort auf die Kostenentwicklung der Technologie.

Die FiT-Ära (2010–2019)

Gestartet mit 41,3p/kWh für kleine Dachanlagen – mehr als das Achtfache des heutigen Großhandelspreises –, weil die Installation damals £3.050/kW kostete. Über neun Jahre entstanden so 5,1 GW auf 860.000 meist privaten Dächern. Eine Kürzung des Tarifs um 64 % im Januar 2016 halbierte die jährlichen Neuinstallationen über Nacht; das Programm endete 2019 bei 3,8p/kWh.

Die Renewable Obligation-Ära (2013–2017)

Lief parallel und bot handelbare Renewables Obligation Certificates (ROCs) – jedes im Wert von etwa £45–50. Solar erhielt 1,2–2,0 ROCs pro MWh, was eine Gesamtsubvention von £58–90/MWh ergab.

Dies führte zu einem konzentrierten Ausbau von großen Solaranlagen – 5,7 GW an 878 Standorten. Der Ausbau folgte einem klaren Quartalsmuster: Projekte mussten bis zum 31. März jedes Jahres akkreditiert sein, was enorme Spitzen im ersten Quartal verursachte. Allein im Q1 2015 gingen 2,3 GW ans Netz.

Die Flaute (2019–2022)

Im Jahr 2020 waren beide Programme ausgelaufen. Die Regierung schloss Solar von den CfD-Ausschreibungsrunden aus, da sie die Technologie als „etabliert“ ansah, die sich am Markt behaupten könne. Die Technologie war bereit – das Ausbautempo allerdings nicht. Die jährlichen Neuinstallationen fielen auf 300–400 MW – ein Bruchteil der 4–5 GW pro Jahr, die für Net Zero nötig wären.

Zwei Entwicklungen änderten die Richtung: Die Energiepreiskrise 2022 machte private Solaranlagen wirtschaftlich sehr attraktiv – bei Endkundenpreisen von 25–30p/kWh amortisierte sich eine Dachanlage in 5–7 Jahren. Die Installationszahlen schossen in die Höhe und liegen seitdem über 20.000 pro Monat. Außerdem brachte die Regierung Solar ab AR4 im Jahr 2022 zurück ins CfD-Programm.

Die CfD-Rückkehr (2022–heute)

Solar war in jeder Ausschreibungsrunde seit AR4 die technologie mit den meisten Projekten. AR7a, angekündigt im Februar 2026, vergab 4,9 GW – die größte Solarausschreibung in der britischen Geschichte – zu einem Strike Price von £65/MWh, mehr als 10 % günstiger als AR6. Ende 2025 waren zwar nur 546 MW CfD-Solar in Betrieb, aber die Pipeline ist riesig: über 12 GW wurden über AR4–AR7a vergeben.

Neben der subventionierten Pipeline boomt auch der nicht subventionierte Solarausbau. Private Dachanlagen, gewerbliche Anlagen hinter dem Zähler und nicht subventionierte Großanlagen wuchsen von 2,8 GW Ende 2022 auf 8,6 GW Ende 2025.

Mit sinkenden Baukosten verbessert sich das Geschäftsmodell für Solarprojekte mit PPAs, während Dachsolar für die breite Bevölkerung zugänglicher wird.

Die RO- (5,7 GW) und nicht subventionierten (8,6 GW) Kategorien machen zwei Drittel des heutigen Portfolios aus. FiT steht für 5,1 GW auf 860.000 Anlagen. CfD macht aktuell nur einen kleinen Anteil aus, wird aber mit 10 GW in der Pipeline bald die größte Kategorie der Flotte sein.

Der Ausbau liegt unter CP30-Tempo – aber die CfD-Pipeline kommt

2025 kamen 2,6 GW hinzu – das stärkste Jahr seit 2016. Doch der Clean Power 2030-Plan verlangt 4,7 GW pro Jahr über fünf Jahre. Das Tempo 2025 liegt bei 55 % des nötigen Ausbaus.

Zwei Faktoren treiben die nächste Ausbaustufe: Die CfD-Pipeline – über 12 GW vergeben über AR4–AR7a – ist der sicherste Bestandteil. Gleichzeitig stärken weitere CAPEX-Senkungen das Geschäftsmodell für Merchant-Projekte, besonders bei Solar mit Batteriespeicher.

Zusammen deuten CfD- und Merchant-Ausbau darauf hin, dass die Flotte bis 2030 etwa 41 GW erreichen wird – fast eine Verdopplung gegenüber heute, aber noch unter dem Ziel von 45 GW. Die Netzanschlusszeiten sind der Engpass. Die nächsten fünf Jahre dürften mehr Solarenergie bringen als die vergangenen fünfzehn zusammen.