Für weitere Einblicke fordern Sie ein kostenloses Muster an.

 Marktdynamik 

Treiber: Sinkende Polysiliziumpreise senken die Modulkosten und reduzieren den Energieertrag der Projekte

Der drastische Preisverfall bei Polysilizium-Spots ist der wichtigste Kostenfaktor, der die Wirtschaftlichkeit von Solarenergieprojekten im Versorgungssektor maßgeblich beeinflusst. Zwischen Januar und April fiel der Siliziumpreis an den Märkten in Jiangsu dramatisch von 11,2 US-Dollar pro Kilogramm auf 6,9 US-Dollar, während die Vertragsmengen 450.000 Tonnen überstiegen. Dies spiegelt ein Überangebot aus Tongweis Produktionslinie in Baoshan und Daqos Erweiterung in Xinjiang wider. Modulhersteller geben die Kosteneinsparungen an ihre Kunden weiter: Mono-PERC-Module mit 540 W Leistung, die an die US-Golfküste geliefert wurden, kosteten im Mai durchschnittlich 0,129 US-Dollar pro Watt, ein Rückgang von 0,018 US-Dollar seit dem letzten Sommer. TOPCon erzielte dabei einen geringen Aufschlag von 0,004 US-Dollar. EPC-Unternehmen (Engineering, Procurement, Construction) berichten von schlüsselfertigen Preisen für einachsige Solaranlagen ab 0,83 US-Dollar pro Watt Gleichstrom. Dadurch werden Standorte erschlossen, die zuvor aufgrund höherer Kosten für Netzanschluss-Upgrades nicht realisiert werden konnten. Ein im März genehmigtes texanisches 300-MWdc-Kraftwerk rechnet mit Stromgestehungskosten von 24 US-Dollar pro Megawattstunde, gegenüber 29 US-Dollar während der Machbarkeitsstudie im Jahr 2022. Dies ist hauptsächlich auf günstigere vorgelagerte Rohstoffe und schnellere Zeitpläne zurückzuführen.

Der anhaltende Abwärtstrend verändert die Wettbewerbssituation im Markt für Solarenergiesysteme. Projektentwickler mit fortgeschrittenen Projekten passen ihre Angebote an; bei der im Juni abgeschlossenen Ausschreibung in New Mexico lagen die sechs in die engere Wahl gekommenen Solarangebote im Durchschnitt bei 24,8 US-Dollar pro Megawattstunde und verdrängten damit die Angebote von Gas- und Dampfkraftwerken, selbst unter Berücksichtigung des Basisrisikos. Auch die Anlagenhersteller richten sich neu aus: First Solar zog den Produktionshochlauf seiner Ohio Series 7-Solarzellen vom dritten Quartal vor, um den Vorteil von Polysilizium durch dünneres Glas zu nutzen, während die CSI Cells-Tochter von Canadian Solar 770 Millionen US-Dollar für eine Anlage zur Herstellung von metallurgischem Solarzellen in Sichuan mit einer Kapazität von 20.000 Tonnen investierte, um die Produktion zu internalisieren. 

Finanzinstitute im Markt für Solarenergiesysteme reagieren mit strengeren Anforderungen an die Schuldendienstreserve, da sinkende Kapitalkosten die Deckungsquoten der Treuhandkonten verringern. MUFG geht nun von einer jährlichen Modulabschreibung von 0,12 US-Dollar pro Watt aus, im Vergleich zu 0,16 US-Dollar im Vorjahr. Entscheidend ist, dass die Laufzeit von Stromabnahmeverträgen immer kürzer wird – viele Unternehmen schließen Zwölfjahresverträge ab –, da geringere Modulinvestitionen eine schnellere Amortisation ermöglichen und so die Risikoverteilung zwischen Abnehmern und Projektentwicklern verändern.

Trends: Auktionen für Solarkraftwerke mit Speicherkapazität bevorzugen Vier-Stunden-Batterien für eine zuverlässige Abendversorgung

Steigende Strompreise am Abend auf den US-amerikanischen Strommärkten beschleunigen den Trend hin zu integrierten Speichern im Markt für Solarenergiesysteme. Daten aus den Auktionen von 2024 bestätigen, dass Lithium-Eisenphosphat-Speicher mit vierstündiger Kapazität zur dominierenden Konfiguration geworden sind. Im Februar wählte der kalifornische Netzbetreiber (California ISO) im Rahmen einer Ressourcenausschreibung 3,6 GW Solarenergie in Kombination mit 14,4 GWh Batteriespeicher aus. Die Gebote für den Speicher lagen bei 46 US-Dollar pro Kilowattstunde und Jahr. Die Public Service Company von New Mexico genehmigte das Solarprojekt Arroyo mit 300 MWac und 1.200 MWh Batteriespeicher zu schlüsselfertigen Kosten von 890 Millionen US-Dollar. Dies entspricht Mehrkosten von 0,28 US-Dollar pro Watt gegenüber reinen Photovoltaikanlagen. Der Bericht zum Verbindungsstatus der Stromerzeugung von ERCOT zeigt, dass in diesem Jahr 19 GW gekoppelter Kapazität die Baugenehmigung erhalten haben, verglichen mit 7 GW vor zwölf Monaten. Projektentwickler schätzen die durch die gemeinsame Nutzung der Speicherkapazität erzielte Absicherung gegen Netzengpässe. Der Finanzierungsbedarf ist weiterhin hoch. Der Global Infrastructure Fund von BlackRock schloss mit einem Volumen von 1,1 Milliarden US-Dollar für zwei texanische Hybridanleihen, die Einnahmen sowohl aus dem Energiesektor als auch aus ergänzenden Dienstleistungen generieren. Dies beweist die heutige Finanzierbarkeit von Vier-Stunden-Profilen für risikoscheue Anleger.

Für Akteure im Markt für Solarenergiesysteme hängt der Wert von der Verfügbarkeit von Kapazitätsgutschriften heute nicht mehr allein von den Megawattstunden tagsüber ab. Regionale Übertragungsnetzbetreiber überarbeiten bereits ihre Akkreditierungsregeln: PJMs Programm zur effektiven Lasttragfähigkeit (Effective Load Carrying Capability) weist vierstündigen Solarhybriden einen Kapazitätsmultiplikator von 0,78 pro Stunde zu, wodurch Projekte im Vergleich zu reinen Photovoltaikanlagen zusätzliche Einnahmen von 5 bis 7 US-Dollar pro Kilowattstunde erzielen können. 

Technologieanbieter rüsten auf, um die sich bietenden Chancen zu nutzen. CATL wird bis Dezember ein Werk zur Montage von Solarmodulen mit einer Kapazität von 20 GWh in Arizona in Betrieb nehmen, während Fluence im ersten Quartal Aufträge für 8,2 GWh verbuchte, von denen 90 % für Solaranlagen mit integriertem Speicher vorgesehen sind. Auf der Umsatzseite erreichten die durchschnittlichen Echtzeit-Preisspannen zwischen 14 und 21 Uhr im CAISO-Netz während der Hitzewelle im Juli 68 US-Dollar pro Megawattstunde und unterstützten damit Strategien zur Energiewende. Projektentwickler erzielen zudem Mehrwert durch Steuergutschriften für Investitionen in IRA-Anlagen. Ein 100-MWac-Hybridkraftwerk in Georgia, dessen Bau im April begann, sicherte sich durch die Erfüllung der Vorgaben für den Anteil inländischer Komponenten einen Bonus von 0,07 US-Dollar pro Watt.

Herausforderungen: Rückstände bei den Verbindungsleitungen verzögern den Ausbau von Gigawatt-Netzen und erhöhen die Übertragungskosten für Entwickler

Die Wartelisten für Netzanschlussverträge haben sich zu einem akuten Engpass im Markt für Solarenergiesysteme entwickelt. Die Gesamtzahl der aktiven Anfragen bei den ISOs (Integrated Systems Operators) wird Mitte 2024 voraussichtlich 690 GWdc übersteigen, doch in den letzten zwölf Monaten haben weniger als 40 GW den kommerziellen Betrieb erreicht. Die verbindlichen Studien von MISO (Michigan Standards Information System) dauern mittlerweile 27 Monate ab Antragstellung, und Projektentwickler müssen rückzahlbare Sicherheitsleistungen in Höhe von insgesamt 120.000 US-Dollar pro Megawatt hinterlegen, um sich einen Anschlussplatz zu sichern. Dadurch wird Kapital gebunden, das andernfalls für die frühe Entwicklungsphase genutzt werden könnte. 

Ein typisches 200-MW-Projekt erfordert daher 24 Millionen US-Dollar an Anschlussgebühren und 2,6 Millionen US-Dollar an jährlichen Standortoptionszahlungen, was über drei oder mehr Jahre zu einem negativen Cashflow führt. Die Folgen zeigen sich im Projektrückgang: Daten von IHS Markit belegen einen Rückgang der US-Solarprojekte um 48 GW in diesem Jahr – den höchsten Wert seit Beginn der Aufzeichnungen. Verzögerungen wirken sich zudem auf die Lieferketten aus; der Tracker-Hersteller Nextracker prognostiziert für das Geschäftsjahr 2025 einen um 300 Millionen US-Dollar niedrigeren Umsatz, hauptsächlich aufgrund von Terminverzögerungen an vier ERCOT-Standorten, die auf Netzausbauten warten, sowie aufgrund von Verschiebungen bei der Stahlbeschaffung in diesem Quartal.

Politiker erkennen die Verzögerungen und erproben Reformen, die die Projektlaufzeiten im Markt für Solarenergiesysteme deutlich verkürzen könnten. Die im August verabschiedete FERC-Verordnung 2023 schreibt ein Cluster-Studienverfahren nach dem Prinzip „Wer zuerst kommt, mahlt zuerst“ vor und begrenzt die Anzahlung für große Portfolios auf 5 Millionen US-Dollar. Diese Maßnahmen sollen die Wartezeit nach ihrer Umsetzung halbieren. Parallel dazu erprobt ERCOT einen provisorischen Netzanschlussweg, der es Anlagen mit einer Leistung von unter 200 MW ermöglicht, an der Verteilungsspannung zu arbeiten, während sie auf Netzausbauten warten. Drei Pilotprojekte mit einer Gesamtleistung von 430 MWdc erhielten bis Mai die Netzanschlussgenehmigung und erwarten den kommerziellen Betrieb innerhalb von 18 Monaten zu Mehrkosten von unter 17 Millionen US-Dollar. Auch die Finanzierungsstrukturen entwickeln sich weiter: Apollo Global bietet nun Überbrückungsfinanzierungen von bis zu 150 Millionen US-Dollar gegen aufgeschobene Netzanschlusskostenerstattungen an, wodurch die Renditebelastung für die Projektträger reduziert wird. Langfristig bleibt der Ausbau des Übertragungsnetzes von entscheidender Bedeutung: Der Bau der SunZia Link-Leitung begann im Januar; ihre 550-kV-Leitung erschließt bis 2027 eine Übertragungskapazität von 3 GW für PV-Anlagen in New Mexico.

Segmentanalyse 

Nach Produkttyp

Basierend auf dem Produkttyp dominieren Solarmodule mit über 43 % den Markt für Solarenergiesysteme. Photovoltaikmodule stellen dabei weiterhin den größten Kostenfaktor dar und machen laut Zolldaten von PV-InfoLink (April 2024) 43 % des Gesamtumsatzes aus. Mono-PERC-Module wurden in US-Häfen zu 0,129 US-Dollar pro Einheit (Wdc) verzollt, während eine komplette einachsige Solaranlage im Durchschnitt 0,83 US-Dollar pro Einheit (Wdc) kostete (DOE Solar Cost Report, 2024). Rechnungen für 380 GW – etwa 950 Millionen Module – beliefen sich auf über 49 Milliarden US-Dollar und übertrafen damit die Umsätze von Trackern, String-Wechselrichtern und Batteriespeichern zusammen. Da Projektentwickler separate, mehrjährige Lieferverträge aushandeln, fließen die Umsätze aus dem Modulverkauf direkt in die Bücher der Hersteller, anders als die Umsätze von EPC-Auftragnehmern, die mit den Arbeitskosten verknüpft sind. Darüber hinaus wird der Bonus für inländische Wertschöpfung gemäß dem Inflation Reduction Act auf Basis des Modulwerts berechnet; Käufer weisen diese Gutschriften bereits bei der Rechnungsstellung aus, wodurch der ausgewiesene Umsatz steigt, ohne andere Hardware-Positionen zu verteuern.

Kontinuierliche Forschung und Entwicklung festigt diese Vormachtstellung auf dem Markt für Solarenergiesysteme:

• Longis 35-GW-TOPCon-Zelllinie (Shaanxi) strebt einen Laborwirkungsgrad von über 26 % an und verdrängt damit ältere PV-Zellen.
• Das dritte Werk von First Solar in Ohio erweitert die Produktionskapazität um 3,5 GW für Dünnschicht-Serie-7-Solarzellen, die für die Inanspruchnahme von Investitionssteuergutschriften optimiert sind.
• JA Solar hat mit dem Bau einer 2-GW-Heterojunction-Anlage in Arizona begonnen, die auf Stromabnahmeverträge mit Energieversorgern ausgerichtet ist, die eine Nutzung inländischer Energiequellen vorschreiben.

Das Überangebot an Polysilizium – Spotpreis 6,9 US-Dollar/kg (Xinjiang, Mai 2024) – ermöglicht es Anbietern, ihre Bruttomargen zu erhöhen, obwohl sie die Modulpreise lediglich um 0,004 US-Dollar/W senken. Käufer bestellen zunehmend 700-W-Module mit hoher Leistungsdichte, wodurch die Anzahl der Tracker-Lieferanten und der Flächenbedarf sinken und zusätzliches Kapital in die Modulproduktion fließt. Da die Stromgestehungskosten (LCOE) am schnellsten sinken, wenn die Moduleffizienz steigt, behalten die Module ihre Preissetzungsmacht, selbst wenn die Komponenten des Systems immer mehr zu Massenware werden. Mit der Inbetriebnahme neuer Heterojunction- und Tandemzellenfabriken im Jahr 2025 ist mit einer weiteren Konsolidierung der Marktanteile zu rechnen, was die führende Position von Solarmodulen im Markt für Solarenergiesysteme weiter stärken wird.

Nach Endverwendung

Solarkraftwerke machen 67 % der installierten Leistung im Solarenergiemarkt aus. Ein 1-GW-Kraftwerk in der Nähe von Odessa, Texas (Inbetriebnahme Juli 2024), wurde mit einem EPC-Preis von 0,83 US-Dollar pro KWdc (Währungseinheit pro Kilowattstunde) abgeschlossen; eine durchschnittliche 6-kW-Anlage für Privathaushalte kostet weiterhin 2,80 US-Dollar pro KWdc [SEIA/Wood Mackenzie, 2. Quartal 2024]. Große Stromabnahmeverträge ermöglichen die Aufnahme von Investment-Grade-Krediten mit einem Zinssatz von SOFR + 110 Basispunkten – ein Niveau, das von Dachinstallateuren selten erreicht wird. Im ersten Halbjahr 2024 erreichte die Projektfinanzierung für Solarkraftwerke 54 Milliarden US-Dollar (IJGlobal) gegenüber 7 Milliarden US-Dollar für private Solaranlagen, wodurch die Wafer-Produktion auf Großabnehmer ausgerichtet wurde. Gemeinsame Netzanschlussanlagen und Multi-Megawatt-Tracker senken die Nebenkosten, sodass jede einzelne Cluster-Studie die Markteinführung von Hunderten von Megawatt in einer einzigen Tranche ermöglicht.

• Politische Rückenwinde und Umsatzsteigerung

Regionale Übertragungsnetzbetreiber im Markt für Solarenergiesysteme planen bis 2030 zusätzliche 250 GW Photovoltaik-Leistung (PJM, MISO, SPP, ERCOT-Roadmaps). Auktionskalender listen bereits Tranchen von 92 GW in den USA, Brasilien, Spanien und Indien auf. Unternehmen verstärken die Dynamik: Microsoft, Amazon und Meta unterzeichneten 2024 49 Stromabnahmeverträge (PPAs) im Netzmaßstab und sicherten sich damit 7,8 GW. Gleichzeitig gewährt die Lieferregelung von CAISO nun eine Kapazitätsgutschrift von 0,78 für Solar-Plus-Speicher-Hybride mit vierstündiger Laufzeit, was die Einnahmen aus Systemdienstleistungen erhöht. Energieversorgungsprojekte qualifizieren sich zudem für den Inlandsanteilsbonus und die Investitionssteuergutschrift (ITC) für eigenständige Batteriespeicher – im Wert von bis zu 0,07 US-Dollar pro W –, wodurch die Renditen deutlich in Richtung großer Anlagen verschoben werden. Da die Netzparität die Preisspannen am Abend vergrößert, kombinieren Projektentwickler Photovoltaik zunehmend mit Lithium-Eisenphosphat-Speichern und nutzen so Arbitragemöglichkeiten in Echtzeit, die Dachbesitzern nicht zugänglich sind. Für Hersteller, Finanziers und EPC-Auftragnehmer im Markt für Solarenergiesysteme bleibt der Vertriebskanal über Energieversorger der klarste Weg zu Skaleneffekten, Liquidität und wiederholbaren Margen.

Nach Quelle 

• Demografische Daten, Garantien und Bilanzierungsbehandlung

Rund 97 % des Jahresumsatzes im Markt für Solarenergiesysteme stammen aus Neuinstallationen. Von den prognostizierten 1.560 GW installierter Leistung bis Dezember 2024 (IEA „Renewables 2024“) wurden drei Viertel nach 2019 in Betrieb genommen; Anlagen, die älter als zehn Jahre sind, sind zu selten, um einen tragfähigen Markt für Betrieb und Wartung (O&M) zu schaffen. Glasfaser-Module bieten mittlerweile 30-jährige Leistungsgarantien, und moderne String-Wechselrichter werden mit 15-jährigen Serviceverträgen ausgeliefert – beides ist in EPC-Verträgen im Voraus bezahlt und wird nicht separat als Betriebs- und Wartungsleistung verbucht. Versicherer integrieren die vorbeugende Wartung in Bauleistungsversicherungen, sodass diese Kosten nicht in den klassischen MRO-Buchhaltungen auftauchen. Selbst der Austausch von Wechselrichtern während der Nutzungsdauer wird als Modernisierung aktiviert und unter „Repowering“ statt als Reparatur verbucht, was die Umsatzzahlen weiter zugunsten neuer Kapazitäten verzerrt.

• Politische Anreize und beschleunigte Amortisation

Im Markt für Solarenergiesysteme werden zusätzliche Megawatt überwiegend durch Förderprogramme belohnt:

• Inflationsbekämpfungsgesetz: 30% Investitionssteuergutschrift zuzüglich eines Zuschlags von 0,07 US-Dollar für inländische Wertschöpfung – nur für neue Vermögenswerte.
• Produktionsbezogener Anreiz in Indien: Barzuschuss pro Watt neuer Modulleistung, keiner für überholte Module.
• EU Net-Zero Industry Act: zinsgünstige Kredite für neue Gigawatt-Leitungen, nicht für Nachrüstungen.

Mechanismen zur Sicherstellung ausreichender Ressourcen gewährleisten die volle akkreditierte Kapazität für jedes neue Megawatt, während überholte Anlagen keine zusätzliche Gutschrift erhalten. Rohstofftrends verstärken die Attraktivität von Neubauprojekten: Polysilizium für 6,9 US-Dollar pro Kilogramm und Stahl für Nachführsysteme für 810 US-Dollar pro Tonne ermöglichen einfache Amortisationszeiten von unter fünf Jahren an Standorten mit hoher Sonneneinstrahlung. Projektentwickler investieren daher ihr Betriebskapital in Grundstücksoptionen, Anzahlungen für Netzanschlussverträge und die Abnahme von TOPCon-Modulen – Posten, die in der Bilanz für Neubauprojekte erfasst werden. Da die Reformen im Bereich der Netzanschlussbedingungen (FERC-Verordnung 2023) Clusterstudien verkürzen und Brückenfinanzierer Vorschüsse auf zukünftige Erstattungen gewähren, konzentrieren sich alle Beteiligten – von Modulherstellern bis hin zu Betreibern und Wartungsunternehmen – weiterhin auf den Ausbau von Solaranlagen. Ergebnis: Neuinstallationen werden den Markt für Solarenergiesysteme auf absehbare Zeit dominieren.

Um mehr über diese Studie zu erfahren: Fordern Sie ein kostenloses Muster an

Regionalanalyse 

Asien-Pazifik erzielt Umsätze durch Skaleneffekte, Produktion und politische Abstimmung

Der asiatisch-pazifische Raum dominiert mit über 60 % Marktanteil den Solarenergiemarkt. Diese Position basiert auf starker Fertigungskapazität, rasantem Kapazitätsausbau und abgestimmter Politik. Allein China betreibt Solaranlagen mit einer Leistung von 790 GW und wird bis 2024 weitere 140 GW ans Netz bringen. Die Modulpreise ab Werk liegen bei nur 0,115 US-Dollar pro Watt, nachdem der Polysiliziumpreis unter 6,9 US-Dollar pro Kilogramm gefallen ist. Dank dieser niedrigen Kosten konnten Provinzausschreibungen im Juli mit 0,174 Yuan pro Kilowattstunde abgeschlossen werden. Indien folgt mit 83 GW installierter Leistung und Auktionen für 30 GW in diesem Geschäftsjahr. Diese Leistung wird durch eine produktionsbezogene Förderung ermöglicht, die bis 2026 48 GW lokaler Solarmodule finanziert. Australien, Japan und Südkorea haben in den ersten acht Monaten zusammen 18 GW installiert, da die Nachfrage durch die Einspeisevergütung auf Hausdächern und die Dekarbonisierungszusagen von BHP, Toyota und Samsung für ihre Fahrzeugflotten gestiegen ist. Entscheidend ist, dass die Region über 640 Kilotonnen Polysilizium und 780 GW Wafer-Produktionslinien verfügt, wodurch Fracht- und Zollrisiken vernachlässigbar bleiben und der Kostenvorteil des asiatisch-pazifischen Raums auf dem Markt für Solarenergiesysteme gestärkt wird.

Nordamerika gewinnt durch Anreize, Stromabnahmeverträge mit Unternehmen und heimische Produktion an Dynamik

Nordamerika gewinnt im Markt für Solarenergiesysteme durch Förderprogramme, Stromabnahmeverträge (PPAs) mit Unternehmen und die heimische Produktion an Dynamik. Laut SEIA verfügen die USA derzeit über eine installierte Kapazität von 174 GW und erwarten bis Dezember 2024 weitere 37 GW. Der Inflation Reduction Act gewährt eine Investitionsgutschrift von 30 Prozent sowie einen Bonus von 7 Cent für inländische Wertschöpfung pro neuem Watt. Dadurch sinkt der effektive Modulpreis bei qualifizierten Projekten unter 0,10 US-Dollar pro Watt. Die Finanzierung spiegelt die politische Stabilität wider: IJGlobal verzeichnete bis Juni Fremdkapital und Eigenkapital im Versorgungsmaßstab in Höhe von 54 Milliarden US-Dollar, bei geringen Margen von SOFR plus 110 Basispunkten. Die Produktion wird modernisiert: Qcells nimmt in Georgia eine 3,3-GW-Anlage zur Modulfertigung in Betrieb, First Solar erweitert seine Dünnschichtkapazität in Ohio um 3,5 GW, und Enels Werk in Oklahoma wird 2025 bifaziale Module mit einer Leistung von 3 GW ausliefern. All dies stärkt die Versorgungssicherheit im Markt für Solarenergiesysteme. Die Nachfrage von Unternehmen bleibt entscheidend. Allein Microsoft, Amazon und Meta haben in diesem Jahr Stromabnahmeverträge (PPAs) im Wert von 19 GW abgeschlossen, die meisten davon kombiniert mit vierstündigen Batterien zur Absicherung gegen Spannungsspitzen bei ERCOT und CAISO.

Europa beschleunigt das Wachstum der Solarenergie durch Einspeisevergütung, Genehmigungsreform und Speichermöglichkeiten

Europa beschleunigt den Markt für Solarenergiesysteme durch Einspeisevergütungen, Genehmigungsreformen und Speicherlösungen. Deutschland registrierte zwischen Januar und August 2024 16 GW an neuen Anlagen, Spanien schloss 12 GW ans Netz, nachdem die letzte Auktion mit 31 € pro Megawattstunde erfolgreich abgeschlossen wurde. Zusammen mit den Niederlanden, Italien und Griechenland steuert die EU auf 55 GW in diesem Jahr zu und liegt damit im Markt für Solarenergiesysteme nur knapp hinter Nordamerika. Die politischen Rahmenbedingungen leisten einen wesentlichen Beitrag: Das Programm REPowerEU stellt 20 Milliarden € für Netzausbauten bereit, das Net-Zero Industry Act sichert künftige öffentliche Ausschreibungen für lokal beschaffte Ausrüstung, und die Solar Rooftop Initiative schreibt ab 2027 die Photovoltaik-Ausstattung der meisten Neubauten vor. Brüssel begrenzte zudem die Genehmigungsfristen in ausgewiesenen Fördergebieten auf zwölf Monate und beschleunigte so die Genehmigung von Neubauprojekten. Um die Stromabschaltungen zur Mittagszeit zu reduzieren, ist bei Kapazitätsauktionen in Frankreich und Portugal die Installation von Speichern vor Ort vorgeschrieben. Infolgedessen wurden in diesem Sommer 7 GWh an Batterien abgesetzt, wodurch ein Stromfluss eröffnet wurde, der die Finanzierbarkeit von Projekten in der gesamten Region stärkt.

Führende Unternehmen auf dem Markt für Solarenergiesysteme

• Abengoa
• BrightSource Energy, Inc.
• Canadian Solar Inc.
• Convert Italia
• eSolar Inc
• First Solar
• General Electric Company
• SunPower Corporation
• Tata Power Solar System Ltd
• Trina Solar
• Urja Global Limited
• Waaree-Gruppe
• Yingli Solar
• Weitere prominente Spieler

Marktsegmentierungsübersicht

Nebenprodukt

• Solarpaneele
• Laderegler
• Batterien
• Wechselrichter
• Andere

Nach Endverwendung

• Wohnen
• Kommerziell
• Industrie
• Dienstprogramm

Nach Quelle

• Neuinstallation
• MRO

Nach Region

• Nordamerika
  • Die USA.
  • Kanada
  • Mexiko
• Europa
  • Westeuropa
    • Großbritannien
    • Deutschland
    • Frankreich
    • Italien
    • Spanien
    • Übriges Westeuropa
  • Osteuropa
    • Polen
    • Russland
    • Übriges Osteuropa
• Asien-Pazifik
  • China
  • Indien
  • Japan
  • Australien und Neuseeland
  • Südkorea
  • ASEAN
    • Indonesien
    • Thailand
    • Singapur
    • Vietnam
    • Malaysia
    • Philippinen
    • Rest der ASEAN
  • Übriges Asien-Pazifik
• Naher Osten und Afrika (MEA)
  • Saudi-Arabien
  • Südafrika
  • VAE
  • Rest von MEA
• Südamerika
  • Argentinien
  • Brasilien
  • Restliches Südamerika