Warum der Juli‑Zubau bei Solar & Wind Deutschland jetzt anders liest, als die Zahlen sagen
Zuletzt aktualisiert: 2025-08-21
Alle Angaben basieren auf Primärdaten der Bundesnetzagentur, MaStR, Fraunhofer ISE sowie Branchenauswertungen und Medienanalysen (Zeitraum: Januar–Juli 2025, Stichtag 21.08.2025). Definition Nettozubau: gemeldete Neuanlagen abzüglich Rückbau; AC = netzseitig verfügbar, DC = Modulleistung. Statistische Unsicherheiten durch Nachmeldungen, regionale Differenzen mit angegeben.
Inhaltsverzeichnis
- Solarzubau DC/AC und DC/AC Overbuild-Faktor – Struktur und technische Hintergründe
- Wind Onshore und Offshore – Entwicklungen im Juli 2025
- Einfluss von Nachmeldungen, Fördermechanismen und Betreiberstruktur
- Fazit und Leitfaden für die Interpretation Juli-Werte
Solarzubau DC/AC und DC/AC Overbuild-Faktor – Struktur und technische Hintergründe
Im Juli 2025 wurden in Deutschland laut MaStR netto 1.279,8 MW DC Solarleistung neu gemeldet. Unter Berücksichtigung der üblichen Nachmelderate von rund 10 Prozent ergibt sich ein realistisch zu erwartender Nettozubau von etwa 1.408 MW DC (Stichtag: 21.08.2025, Bundesnetzagentur
). Die AC-Leistung dieser neuen Solarparks und -anlagen liegt je nach Anlagenart zwischen 70 und 85 Prozent der DC-Nennleistung, was einen typischen Overbuild-Faktor (DC/AC) von 1,18–1,43 ergibt (Fraunhofer ISE
). Großanlagen auf Freiflächen fahren meist 85 Prozent AC (1,18-Faktor), während Auf-Dach-Systeme – vor allem im Süden – bewusst auf 70–75 Prozent AC dimensioniert werden, um EEG-Vergütungslogik und Netzrestriktionen zu nutzen.
Die regionale Verteilung des Nettozubaus zeigt Bayern (2.320 MW), Baden-Württemberg (1.250 MW) und Nordrhein-Westfalen (1.080 MW) vorn. Der Großteil des Volumens entfällt auf Freiflächenanlagen, aber auch Dachanlagen und kleinere Energiegenossenschaften tragen deutlich bei. Betreiberseitig dominieren RWE, EnBW, E.ON und Vattenfall das Großanlagensegment, Stadtwerke und Bürgerenergieprojekte haben ihren Fokus auf Dachanlagen (jeweils Jan.–Jul. 2025, EnBW Factbook
). Die mittleren Anlagengrößen variieren von 10–50 kWp (Dach) bis 3–10 MWp (Freifläche).
Die Differenz zwischen DC und AC ergibt sich primär aus technischen Restriktionen (Netzanschluss) und ökonomischen Überlegungen: Je höher der DC/AC-Overbuild, desto besser können niedrige Wechselrichterkosten genutzt und die EEG-Einspeisevergütung maximiert werden. Im Juli lag der Performance-Ratio der Solarparks bei durchschnittlich 80–90 Prozent (Fraunhofer ISE
).
Im nächsten Abschnitt werden die Windkraft-Entwicklung und der Einfluss von Offshore-Zahlen sowie Engpässen betrachtet.
Wind Onshore und Offshore – Entwicklungen im Juli 2025
Im Juli 2025 wuchs die Onshore-Windleistung netto um 296,1 MW AC, so die Bundesnetzagentur. Dies entspricht etwa 12 Prozent des ausgeschriebenen Volumens für das gesamte Jahr (2.500 MW pro Quartal, Gesamtjahr 10.000 MW; Bundesnetzagentur Ausschreibungen
). Regional lag der Schwerpunkt bei Niedersachsen (+485 MW), Schleswig-Holstein (+319 MW) und Brandenburg (+257 MW). Die durchschnittliche Turbinengröße lag bei 4–5 MW, wobei Repowering-Projekte weiter zunehmen.
Die Offshore-Bilanz blieb bei null MW. Gründe sind ausstehende Netzanschlüsse und fehlende Fertigstellungen; mehrere Projekte (z. B. im Baufeld Nordseecluster) waren baulich fertig, aber nicht netzgekoppelt (Reuters
). Für den Herbst 2025 rechnen Übertragungsnetzbetreiber mit Nachmeldungen aus dem Bereich Offshore, sofern Exportkabel und Umspannwerke ans Netz gehen.
Zentral für die Netzbetriebsführung: Trotz hohen Zubaus traten lokal Einspeisekürzungen und Redispatch auf. Die PV-Curtailment-Quote lag 2024 bei 1,9 Prozent; für Juli existieren Schätzungen von 1,5–2 Prozent. Engpasskosten und Entschädigungszahlungen steigen, besonders in Norddeutschland mit hoher Windlast (StrategicEnergy
).
Kapitel drei analysiert nun die Rolle von Nachmeldungen, Förderrahmen und Betreiberkonzentration.
Einfluss von Nachmeldungen, Fördermechanismen und Betreiberstruktur
Die Statistik der Bundesnetzagentur erlaubt Nachmeldungen bis Ende August. Historisch lag die Nachmeldequote für Monatsdaten zwischen 8 und 12 Prozent, was für Juli rund 128 MW zusätzliche Solaranlagen bedeutet (BNetzA
). Nachmeldungen verzerren Trendanalysen, da sie Zubauraten im Monatsvergleich nachträglich erhöhen können – für Juli 2025 könnte dadurch eine leichte Übererfüllung gegenüber dem Vorjahresmonat erzielt werden.
Die Juli-Inbetriebnahmen waren stark von EEG-Ausschreibungen, Vergütungsfristen und steuerlichen Anreizen geprägt. Großanlagen wurden gezielt vorgezogen, um sich die aktuell günstigen Förderbedingungen zu sichern. Die Betreiberlandschaft bleibt bei Großprojekten konzentriert (RWE, EnBW), während im Aufdachbereich Genossenschaften und Stadtwerke wachsen. Hybride Projekte mit Speicher und Sektorkopplung stiegen weiter, wenngleich ihr Anteil am Gesamtzubau noch unter 10 Prozent liegt (RWE
).
Zur Anlagenqualität: Leistungskurven, Modultypen (PERC, n-Typ), Wechselrichterkonzepte und naturschutzrechtliche Auflagen sind in der MaStR-Statistik dokumentiert. Repowering und Rückbau machen 15–20 Prozent des Windzubaus aus, echte Neuflächenversiegelung bleibt im Rahmen (EnBW
).
Nächster Punkt: Wie dieses Zahlenbild für Netz, Planung und Regulierung richtig zu interpretieren ist.
Fazit und Leitfaden für die Interpretation Juli-Werte
Der Juli 2025 markiert einen stabilen Nettozubau erneuerbarer Energien, aber differenzierte Analysen sind essenziell. Nachmeldungen, DC/AC-Overbuild-Faktoren und regionale Unterschiede müssen bei Trendbewertungen stets berücksichtigt werden. Netzengpässe und steigende Redispatch-Kosten zeigen, dass der Ausbau von Solar und Wind nur mit parallelem Netzausbau nachhaltig bleibt. Für Entscheider gilt: Netzausbau priorisieren, Betreiberlandschaft diversifizieren, Fördermechanismen flexibel halten und Monitoring laufend verbessern.
Nutzen Sie jetzt die aktuellen Zubau-Statistiken für eine faktenbasierte Ausbau- und Netzstrategie – und verfolgen Sie quartalsweise die Entwicklung der DC/AC-Ratios und Nachmeldungen.
