Die Grenze der Tagsolarenergie ist gerissen
Solarstrom deckte im ersten Halbjahr 2026 einen Rekordanteil von 10 Prozent der weltweiten Stromerzeugung, gegenüber 8,9 Prozent im ersten Halbjahr 2025 und 5,6 Prozent im ersten Halbjahr 2023 - das zeigt ein am 12. August 2026 veröffentlichter Bericht des Londoner Energie-Thinktanks Ember, verfasst von der Ember-Analystin für globale Elektrizität, Kostantsa Rangelova. Die Solarerzeugung wuchs in diesen drei Jahren rund siebenmal schneller als die gesamte Stromerzeugung und ist damit die mit Abstand dynamischste Kraft in den globalen Stromsystemen.
Der Haken ist die Uhrzeit. Am durchschnittlichen Tag im ersten Halbjahr 2026 deckte Solarstrom zwischen 11 und 14 Uhr über 25 Prozent der weltweiten Stromnachfrage, um zwischen 20 und 5 Uhr auf nahezu null zu fallen; in reiferen Solarmärkten lag die Mittagsdeckung sogar über 50 Prozent, bevor der gleiche Einbruch nach Sonnenuntergang folgte. Dieses Muster trifft inzwischen die Vorreiter selbst - die Solarinstallationen in der EU sanken 2025 um 0,7 Prozent, der erste Jahresrückgang seit einem Jahrzehnt, weil gesättigte Mittagsstunden den Ausbau von noch mehr Tagsolarenergie weniger sinnvoll machten.
Vier Märkte zeigen, was nach der Tagsolarenergie kommt
Bulgarien, Chile, Australien und Kalifornien haben jeweils rund drei Jahre lang genug Batteriekapazität aufgebaut, um Solarstrom über den Sonnenuntergang hinaus zu tragen, und Embers Bericht behandelt sie als Frühindikator für jedes andere Netz, das noch an der Tagesgrenze hängt. Bulgarien und Chile installierten 2025 genug neue Batteriespeicher, um über drei Viertel ihrer neuen täglichen Solarerzeugung in die Abendstunden zu verschieben, gefolgt von Australien mit 60 Prozent; Bulgariens Flotte wuchs von fast nichts im Jahr 2023 auf 3 Gigawattstunden 2025 und bis Mai 2026 auf 8,6 Gigawattstunden.
| Markt | Anteil der neuen täglichen Solarerzeugung, verschoben durch Batteriezubau 2025 | Abendnachfrage (19-21 Uhr), gedeckt durch Solar plus Batterien, H1 2026 |
|---|---|---|
| Bulgarien | 77% | 24% |
| Chile | 76% | Über 10% |
| Australien | 60% | Nicht separat ausgewiesen |
| Kalifornien | Nicht separat ausgewiesen | Über 25% (gegenüber 6,8% im ersten Halbjahr 2023) |
Kalifornien zeigt, wie diese Verschiebung im Netz tatsächlich aussieht: Am durchschnittlichen Tag im ersten Halbjahr 2026 deckten Solarstrom und Batterien zusammen über ein Viertel der Stromnachfrage während der Abendspitze von 19 bis 21 Uhr, gegenüber nur 6,8 Prozent im ersten Halbjahr 2023. In Chile und Bulgarien, wo Solarstrom vor drei Jahren abends fast nichts beitrug, decken Solar und Batterien inzwischen über 10 Prozent beziehungsweise fast ein Viertel der Abendnachfrage - genau jene Stunden, die Versorger traditionell für Gas-Spitzenlastkraftwerke reserviert haben.
Der Kapazitätsplan, der das alles ignoriert
Die meisten Kapazitätspläne von Versorgern und industrielle Stromabnahmeverträge (PPA) bepreisen die Abendspitze noch immer als Gas-Territorium, in der Annahme, Solarstrom habe nach Sonnenuntergang nichts mehr zu bieten. Diese Annahme war noch 2023 vernünftig, als auch chilenischer und bulgarischer Solarstrom abends praktisch fehlte - sie ist es nicht mehr in Märkten, in denen batteriegestützter Solarstrom seither ein Viertel oder mehr genau dieser Spitzenlast übernommen hat.
Die Wirtschaftlichkeit hinter dieser Verschiebung ist keine Randerscheinung. Die weltweiten durchschnittlichen Installationskosten für Batteriespeicher fielen um 95 Prozent, von 2.634 US-Dollar pro Kilowattstunde im Jahr 2010 auf nur noch 140 US-Dollar im Jahr 2025, und die Stromgestehungskosten für Speicher wurden für 2025 mit rund 65 US-Dollar pro Megawattstunde beziffert - günstig genug, dass 2025 weltweit bereits 74 Prozent der installierten Batterien zur zeitlichen Verschiebung von Energie genutzt wurden, gegenüber 47 Prozent im Jahr 2020. Wer als Netzbetreiber oder Kapazitätskäufer noch kein Szenario mit einer Verschiebung von 30 Prozent oder mehr des Abendsolarstroms durchgerechnet hat, bepreist Spitzenlastkapazität und PPA-Konditionen gegen ein Netz, das es in den am schnellsten voranschreitenden Märkten längst nicht mehr gibt.
459 Gigawattstunden in einem Jahr sind kein Thema für die 2030er
Ember erwartet für 2026 weltweit 459 Gigawattstunden an neuer Batteriekapazität, fünfzig Prozent mehr als die 307 Gigawattstunden aus 2025 - genug, um allein damit 34 Prozent der neuen täglichen Solarerzeugung in die Abendstunden zu verschieben, fast doppelt so viel wie die 18 Prozent aus 2025 und deutlich mehr als die 4 Prozent aus dem Jahr 2021. Das ist ein weltweiter Durchschnittswert aus den Zubauten eines einzigen Jahres, keine Prognose für das nächste Jahrzehnt.
Die USA bauten 2025 58 Gigawattstunden an Batterien zu, genug, um etwa ein Viertel der neuen Solarerzeugung zu verschieben, wobei Kalifornien allein seit 2021 jedes Jahr mehr Batterie- als Solarkapazität zubaut. Die EU dagegen baute 2025 nur 27 Gigawattstunden zu und verschob damit lediglich 16 Prozent ihrer neuen Solarerzeugung - unter dem weltweiten Durchschnitt -, obwohl die eigenen Szenarien der europäischen Netzbetreiber bis 2030 eine etwa vierfache installierte Batteriekapazität gegenüber 2025 erwarten.
Die eigentliche Grenze ist die Marktordnung, nicht die Batteriechemie
Embers globale Verschiebungszahl von 34 Prozent ist eine theoretische Obergrenze, kein bereits erzieltes Ergebnis: Nicht jede installierte Batterie wird tatsächlich genutzt, um Solarstrom in den Abend zu verschieben, und die Auslastung schwankt je nach Markt erheblich. In China, dem weltweit größten Batteriemarkt, wurden eigenständige Batteriespeicher 2025 im Schnitt 299-mal zykliert und gemeinsam mit Solaranlagen installierte Speicher nur 199-mal - beides unter den rund 350 Zyklen pro Jahr, die internationale Best Practice erreichen kann, weil regulatorische Reformen noch nicht genug Erlösquellen für einen intensiveren Batteriebetrieb geöffnet haben.
Diese Lücke ist eine Chance, kein Grund zum Warten. Wo die Marktordnung es Batterien erlaubt, Erlöse aus Energiearbitrage, Systemdienstleistungen und Kapazitätszahlungen zu bündeln, steigt die Auslastung, und die Verschiebungszahlen aus Bulgarien, Chile und Kalifornien folgen; wo das nicht der Fall ist, stehen Batterien halb ungenutzt herum, selbst wenn immer mehr davon gebaut werden. Für Netzbetreiber und industrielle Abnehmer lautet die Lehre der Vorreiter: Die physische Kapazität, um Gas-Spitzenlastkraftwerke abends zu verdrängen, kommt im Takt der Batterieproduktion, nicht im Takt der Marktreform - und genau die Reform liegt noch in der eigenen Hand der Betreiber.
Weiterlesen: Deutschland gibt Eigentümern bis 2027 Zeit, neuen Netzentgelten zu entgehen | Spaniens Regel überspringt die Netz-Warteschlange
