Der Ausbau südorientierter Solaranlagen führt in Deutschland immer häufiger zu Mittagsspitzen und zu negativen Börsenstrompreisen. Vertikal ausgerichtete, bifaziale Photovoltaik-Anlagen (PV) mit Ost-West-Orientierung bieten ein Gegenmodell: Sie erzeugen Strom vorwiegend in den Morgen- und Spätnachmittagsstunden, entlasten das Netz und erzielen höhere Marktwerte. Dieser Artikel fasst aktuelle Markt- und Forschungsdaten, regulatorische Vorgaben sowie praktische Aspekte der Umsetzung zusammen.
Marktwert und Erlösvorteile vertikaler PV-Anlagen
Vertikale PV-Anlagen zeigen laut Aussagen von Next2Sun-Vorstand Sascha Krause-Tünker und unabhängigen Studien mehrere finanzielle Vorteile gegenüber klassischen südausgerichteten Freiflächenanlagen:
- Ein höherer Marktwert von rund drei Cent pro Kilowattstunde im Vergleich zu Südanlagen (Mehrerlös im ersten Halbjahr 2024).
- Bei negativen Strompreisen und damit verbundenen Abregelungen verlieren vertikale Anlagen 30 % bis 40 % weniger Erlös im Vergleich zu konventionellen Anlagen.
- Durch die zeitversetzte Erzeugung entstehen weniger „Cannibalization“-Effekte, sodass die Erlöse stabiler bleiben.
Ein konkretes Beispiel aus der Praxis verdeutlicht das Potenzial: Eine bestehende 10 MW-Süd-PV-Anlage mit einem Netzanschluss von 9 MVA kann zu etwa 60 % mit vertikaler PV überbaut werden, wobei nur ca. 5 % der zusätzlichen Energie abgeregelt werden müssen – ein Ertragsverlust von weniger als drei Prozent.
Netzstabilisierung und Reduktion von Speicher- und Gaskraftwerkbedarf
Die HTWK Leipzig hat in einer systemischen Simulation (2022) nachgewiesen, dass die Installation von Ost-West-ausgerichteten, vertikalen bifazialen Modulen die Nutzung von Gasspitzenkraftwerken und den Bedarf an Batteriespeichern im deutschen Strommix signifikant reduziert. Die wichtigsten Ergebnisse im Überblick:
- Hauptproduktionszeiten: Morgen- und Spätnachmittagsstunden (bimodales Erzeugungsprofil vermeidet die typische Mittagsspitze).
- Systemischer Effekt: Verringerung von Stromspeicher- und Gaskraftwerksbedarf im deutschen Stromsystem (Simulationsergebnis 2022).
Die Reduktion des Speicherbedarfs wird auch von Next2Sun bestätigt: Für eine 4 MW-Süd-Anlage wäre ein Speicher von 15 MWh nötig, um Verluste durch negative Preise auf etwa fünf Prozent zu senken. Bei einer vergleichbaren vertikalen Anlage reduziert sich der notwendige Speicher auf rund 9 MWh – ein Einsparpotenzial von fast 40 %.
Regulatorische Rahmenbedingungen und Kostenstruktur (DIN SPEC 91434)
Die Vornorm DIN SPEC 91434 stuft vertikale bifaziale Systeme als Kategorie II (bodennahe Agri-PV) ein. Die wichtigsten Vorgaben und Kostenparameter sind:
- Investitionskosten zwischen 700 € und 1.000 €/kWp (2024, Fraunhofer ISE).
- Maximal zulässiger Flächenverlust für landwirtschaftliche Nutzung: 15 % (2021).
- Mindestertrag der Landwirtschaft: mindestens 66 % des Referenzertrags (2021).
- Stromgestehungskosten (LCOE) für vertikale Agri-PV: 6 – 11 ct/kWh (2024, Quelle S3).
- Höchstgebotswert im Solarpaket I für Agri-PV: 9,5 ct/kWh (2024, Quelle S4).
Im Vergleich zu hochaufgeständerten Kategorie-I-Systemen (1.500 – 1.700 €/kWp) sind die Systemkosten deutlich niedriger, obwohl zusätzliche statische Verstärkungen gegen Windlasten erforderlich sind.
Potenzial für vertikale PV in Deutschland
Derzeit existieren in Deutschland etwa 35 GW südorientierter Solarparks. Durch die Überbauung dieser Anlagen an bestehenden Netzanschlusspunkten könnte ein zusätzliches Volumen von rund 20 GW vertikaler PV realisiert werden. Dieser Ansatz nutzt bereits vorhandene Netzinfrastruktur und reduziert die Notwendigkeit neuer Anschlusskapazitäten.
Die steigende Anzahl negativer Strompreis-Stunden verstärkt die Attraktivität dieses Ansatzes: Im Jahr 2024 wurden laut Bundesnetzagentur 457 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen registriert – ein Anstieg um 50 % gegenüber 2023 (301 Stunden). Diese negativen Preisphasen konzentrieren sich fast ausschließlich auf die Kernzeit von 12:00 bis 16:00 Uhr, also genau die Zeit, in der südausgerichtete Anlagen am stärksten produzieren. Vertikale Anlagen, die zu anderen Tageszeiten erzeugen, sind hiervon weniger betroffen.
Praktische Umsetzung und Herausforderungen
Obwohl die wirtschaftlichen und systemischen Vorteile überzeugend sind, gibt es technische und flächenbezogene Aspekte, die beachtet werden müssen:
Flächeneffizienz und Reihenabstände
- Vertikale Reihen benötigen Zwischenabstände von 8 – 12 Meter zur landwirtschaftlichen Bewirtschaftung und zur Vermeidung von Verschattung.
- Der spezifische Flächenbedarf je installierter MW liegt damit 2- bis 3-mal höher als bei dicht belegten Südfreiflächen.
Mechanische Belastung und Statik
- Durch die senkrechte Angriffsfläche entstehen hohe Windlasten auf Modultische und Pfostenfundamente.
- Die Balance-of-System-Kosten (BOS) sind im Vergleich zu bodennahen Schrägaufständerungen erhöht.
- Während der Sonnenhöchststände steht die Sonne im steilen Winkel parallel zur Moduloberfläche, wodurch der absolute Spitzenertrag im Jahresmittel meist unter dem einer optimal geneigten Südanlage liegt.
Trotz dieser Punkte zeigen Praxisberichte, dass die Flächennutzung nicht zwingend ein Hindernis darstellt, weil die landwirtschaftliche Nutzung weiterhin möglich bleibt und die Pachtkosten nicht zwangsläufig steigen. Die Kombination aus landwirtschaftlicher Nutzung (Agri-PV) und Stromerzeugung schafft zudem zusätzliche Einnahmequellen für Landwirte.
Häufig gestellte Fragen (FAQ)
Warum erzielen vertikal ausgerichtete PV-Module morgens und abends mehr Strom als Südanlagen?Vertikal montierte, bifaziale Module blicken nach Osten und Westen. Sie fangen das flach einfallende Sonnenlicht der frühen Morgen- und späten Nachmittagsstunden optimal senkrecht ein.Was regelt § 51 EEG bezüglich negativer Strompreise?Nach § 51 EEG entfällt die Marktprämie für Zeiten, in denen der Spotmarktpreis negativ ist, um Anreize zur Abregelung bei Überangebot zu setzen.Verliert eine Agrarfläche bei Bau einer vertikalen Agri-PV-Anlage ihren Status für EU-Direktzahlungen?Nein, solange die Kriterien der DIN SPEC 91434 eingehalten werden (mindestens 66 % Ertrag, maximal 15 % Flächenverlust) bleibt die beihilfefähige landwirtschaftliche Nutzung erhalten.
Fazit
Vertikale bifaziale Photovoltaik-Anlagen bieten in Deutschland ein starkes Kombination aus ökonomischen, systemischen und regulatorischen Vorteilen. Sie erzielen höhere Marktwerte, reduzieren Erlösausfälle bei negativen Strompreisen um bis zu 40 % und entlasten das Netz durch ein Erzeugungsprofil, das die typischen Mittagsspitzen umgeht. Wissenschaftliche Modellrechnungen der HTWK Leipzig bestätigen, dass diese Technologie den Bedarf an Batteriespeichern und Gasspitzenkraftwerken deutlich senken kann.
Die rechtlichen Rahmenbedingungen der DIN SPEC 91434 ermöglichen eine kostengünstige Umsetzung (700-1.000 €/kWp) bei gleichzeitigem Erhalt der landwirtschaftlichen Nutzung. Das vorhandene Potenzial von rund 20 GW vertikaler PV, das aus den bestehenden 35 GW südorientierter Anlagen erschlossen werden kann, stellt eine bedeutende Chance zur besseren Auslastung bestehender Netzanschlüsse dar.
Obwohl Herausforderungen wie größerer Flächenbedarf, höhere Windlasten und ein etwas niedrigerer Spitzen-Ertrag im Sommer bestehen, überwiegen die Vorteile, insbesondere in einem Markt, der durch steigende Negativpreis-Phasen (457 Stunden 2024) und die Notwendigkeit flexibler Erzeugungsprofile gekennzeichnet ist. Vertikale PV-Anlagen können damit einen wesentlichen Beitrag zur Stabilisierung des deutschen Stromsystems und zur Weiterentwicklung der Energiewende leisten.
