Süd, Ost-West oder vertikal: Welche Auslegung eines Solarparks sich für Anleger rechnet

Wer ein Exposé für ein Solarpark-Direktinvestment liest, findet die Auslegung meist in einer Zeile: Süd, 20 Grad Neigung, oder Ost-West, 15 Grad. Nachgefragt wird selten, dabei legt diese Zeile fest, zu welchen Stunden die Anlage ihren Strom liefert, und damit seit 2025 auch, wie viele ihrer Kilowattstunden in Stunden mit negativem Börsenpreis fallen. Der Markt hat darauf zwei gängige Antworten: Süd für den maximalen Ertrag, Ost-West für den besseren Marktwert. Die zweite Antwort stimmt nur zur Hälfte. Warum, zeigt die Rechnung der Reihe nach.

Was unterscheidet Süd, Ost-West und vertikal?

Drei Bauformen, drei Tagesprofile. Die klassische Freiflächenanlage stellt ihre Module nach Süden, heute meist mit 20 bis 25 Grad Neigung und engen Reihenabständen; sie erntet die meiste Einstrahlung und erzeugt die Hälfte ihres Jahresertrags zwischen 11 und 14 Uhr. Die Ost-West-Anlage teilt die Leistung auf zwei flach gegeneinander geneigte Modulreihen, meist 10 bis 15 Grad; Reihenverschattung entfällt, die Fläche lässt sich dichter belegen, und das Profil wird morgens und abends etwas breiter. Die dritte Form steht senkrecht: bifaziale Module, die auf Vorder- und Rückseite Strom erzeugen, in Reihen mit Blick nach Osten und Westen. Sie produzieren am Vormittag und am Nachmittag, während die Mittagssonne flach auf die Modulkante trifft. Das Fraunhofer ISE beschreibt genau diese Anordnung als Ergänzung zum überwiegend südausgerichteten Anlagenbestand; als Agri-PV lässt sie zwischen den Reihen Landwirtschaft zu, die Grundlagen dazu erklärt In Agri-PV investieren: Doppelnutzung, Erlöse und Steuerhebel im Überblick.

Wie viel Ertrag kostet die Abkehr von Süd?

Bei flachem Ost-West rund 13 Prozent, bei vertikalen bifazialen Modulen nach unserer Modellannahme rund 3 Prozent. Für die Rechnung haben wir die Stundenprofile aus PVGIS gezogen, dem Photovoltaik-Rechner der Gemeinsamen Forschungsstelle der Europäischen Kommission, für einen Standort in der Mitte Deutschlands, das Wetterjahr 2023 und 14 Prozent Systemverluste. Die Süd-Anlage mit 25 Grad Neigung kommt so auf 1.011 Kilowattstunden je Kilowatt; das passt zu den rund 1.080 Volllaststunden, die das Fraunhofer ISE für eine neue, flach nach Süden ausgerichtete Anlage ohne Abregelung nennt. Die Ost-West-Anlage mit 15 Grad liegt bei 876 Kilowattstunden. Für die vertikale Anlage rechnet PVGIS nur die Vorderseite; wir addieren die Rückseite mit einem Bifazialitätsfaktor von 0,9, weil Module mit Werten über 90 Prozent verfügbar sind, und kommen auf 984 Kilowattstunden. Das ist eine Annahme, keine Messung: Der Rückseitenertrag hängt von Bodenreflexion, Reihenabstand und Aufstellhöhe ab, und Reihenverschattung ist nicht modelliert.

Zwei Einordnungen gehören dazu. Der Standort wiegt schwerer als die Neigung: Dieselbe Süd-Anlage liefert in Süddeutschland 10 Prozent mehr als in der Mitte des Landes, mehr als der Unterschied zwischen 25 und 35 Grad ausmacht. Und wer den Ertrag steigern will, statt ihn zu verschieben, findet den Hebel in der Nachführung: Ein- oder zweiachsig nachgeführte Anlagen heben den spezifischen Jahresertrag laut Fraunhofer ISE um 15 bis 30 Prozent; sie sind in diesem Beitrag nicht modelliert. Welche dieser Annahmen in einem konkreten Projekt gilt, steht im Ertragsgutachten, dessen Lesart Ertragsgutachten lesen: Was P50 und P90 für ein Solarpark-Direktinvestment bedeuten erklärt.

Bringt Ost-West wirklich mehr Marktwert?

Bei flacher Aufständerung praktisch nicht. Für den Marktwert haben wir jede Stunde des Profils mit dem Day-Ahead-Preis derselben Stunde aus SMARD, dem Marktdatenportal der Bundesnetzagentur, multipliziert und durch die erzeugte Strommenge geteilt; das Ergebnis ist der Capture-Preis, den die Anlage im Mittel je Kilowattstunde erlöst. Mit den Preisen des Jahres 2023 kommt die Süd-Anlage auf 72,9 Euro je Megawattstunde, die Ost-West-Anlage auf 72,6. Mit den Preisen des Jahres 2025 sind es 47,0 gegenüber 46,7 Euro. Der Unterschied liegt unter einem Prozent, in beiden Jahren zu Ungunsten von Ost-West. Der Grund steht in der Tabelle oben: Bei 15 Grad Neigung sehen beide Modulhälften die Mittagssonne fast so gut wie die Süd-Anlage, der Mittagsanteil sinkt nur von 50 auf 48 Prozent. Das Profil wird nicht verschoben, sondern lediglich um 13 Prozent gestaucht.

Anders die vertikale Anlage: Ihr Mittagsanteil liegt bei 30 Prozent, und ihr Capture-Preis bei 84,7 Euro je Megawattstunde mit den Preisen von 2023 und 63,1 Euro mit denen von 2025, also 16 beziehungsweise 34 Prozent über Süd. Der Abstand wächst mit jedem Jahr, in dem die Mittagsstunden billiger werden. Als Maßstab dient der Marktwertfaktor, das Verhältnis des erzielten Preises zum ungewichteten Jahresmittelpreis: Für den gesamten deutschen Solarbestand ist er nach eigener Rechnung aus den SMARD-Daten von 0,76 im Jahr 2023 auf 0,52 im Jahr 2025 gefallen; die daraus folgende Größe, der Marktwert Solar, ist zugleich die zweite Stellgröße der Marktprämie, wie Direktvermarktung und Marktprämie: Wie ein Solarpark sein Geld verdient zeigt. Unser Modellwert für 2025 liegt mit 4,61 Cent nahe am amtlichen Jahresmarktwert Solar von 4,51 Cent je Kilowattstunde auf netztransparenz.de; die Abweichung erklärt sich aus Stunden- statt Viertelstundenpreisen und der Hochrechnung der Erzeugung.

Dass Ost-West als Marktwert-Auslegung gilt, hat einen historischen Grund. In einer Kurzstudie für Agora Energiewende hatte das Fraunhofer ISE 2014 ein Ost/West-Szenario mit rund 20 Prozent höherem Marktwert gerechnet; die dort unterstellte Einzelanlage lieferte aber 19 bis 22 Prozent weniger Ertrag als Süd, war also deutlich steiler aufgestellt als die heute üblichen 10 bis 15 Grad. Die Studie hielt zudem fest, dass es für den Investor bei reiner EEG-Vermarktung damals keinen Anreiz für Ost-West gab. Beides ist noch richtig: Der Marktwertvorteil entsteht aus dem Aufstellwinkel, nicht aus der Himmelsrichtung, und er kommt beim Anleger nur an, wenn die Vermarktung ihn abbildet. Beim Stromabnahmevertrag mit einem Industriekunden ist das Profil ohnehin Verhandlungsgegenstand; was dort zählt, ordnet PPA verstehen: Wie Stromabnahmeverträge die Erlöse eines Solarparks planbar machen ein.

Was passiert in den Stunden mit negativen Preisen?

Sie treffen die Süd- und die flache Ost-West-Anlage gleich hart und die vertikale Anlage deutlich weniger. 2025 zählte SMARD 573 Stunden mit negativem Day-Ahead-Preis, fast doppelt so viele wie die rund 300 Stunden des Jahres 2023. Legt man das Profil auf diese Stunden, fallen bei der Süd-Anlage 25 Prozent des Jahresertrags in Negativstunden, bei Ost-West ebenfalls 25 Prozent, bei der vertikalen Anlage 17 Prozent. Als Plausibilitätsanker: Für den gesamten deutschen Solarbestand ergibt dieselbe Rechnung aus den SMARD-Erzeugungsdaten 24 Prozent. Weil unser Profil aus dem Wetterjahr 2023 stammt und die Preise aus 2025, unterschätzt das Modell die Trefferquote eher: Negative Preise entstehen an sonnigen Tagen, und die Korrelation mit dem echten Wetter des Preisjahres fehlt in der Rechnung.

Für Anlagen, die seit dem 25. Februar 2025 in Betrieb sind, gibt es in diesen Stunden nach §51 EEG keine Marktprämie; der Strom wird zum negativen Börsenpreis verkauft oder abgeregelt. Was das für Solarpark-Erlöse bedeutet und wie die Verlängerung des Förderzeitraums nach §51a EEG das teilweise ausgleicht, behandelt Negative Strompreise: Was sie für PV- und Speicher-Anleger bedeuten. Für die Auslegung folgt daraus eine einfache Regel: Jede Kilowattstunde, die vom Mittag in den Vormittag oder Nachmittag wandert, ist eine Kilowattstunde weniger im Risiko der Negativstunden. Der Weg über die vertikale Anordnung erreicht das ohne Speicher; der Weg über den Speicher am selben Netzanschluss erreicht es mit Süd-Modulen, wie Co-located vs. Stand-alone: Was die bessere Risiko-Struktur ergibt zeigt.

Was heißt das je investiertem Euro?

Auf der Erlösseite einen deutlichen Vorsprung für vertikal, auf der Kostenseite einen Aufschlag, und das Vorzeichen der Differenz hängt am Preisjahr. Mit dem anzulegenden Wert von 4,79 Cent je Kilowattstunde aus der Ausschreibung vom Juli 2026, der Marktprämie auf den selbst berechneten Monatsmarktwert und ohne Prämie in Negativstunden erlöst die Süd-Anlage mit den Preisen von 2025 rund 54 Euro je Kilowatt und Jahr, die Ost-West-Anlage 47 Euro und die vertikale Anlage 71 Euro. Mit den Preisen von 2023 lag der Marktwert Solar über dem anzulegenden Wert, die Marktprämie fiel auf null, und die drei Werte lauteten 74, 64 und 83 Euro. Der Vorsprung der vertikalen Anlage beträgt also 13 Prozent in der alten und 30 Prozent in der neuen Preisstruktur; die Ost-West-Anlage liegt in beiden Fällen um ihre 13 Prozent Minderertrag zurück.

Dem stehen die Baukosten gegenüber. Das Fraunhofer ISE setzt in seiner Stromgestehungskosten-Studie vom Juli 2024 für Freiflächenanlagen ab einem Megawatt 700 bis 900 Euro je Kilowatt an. Für die senkrechte Bauweise gibt es keine ebenso breite Marktstatistik, aber zwei belastbare Anhaltspunkte aus dem Agri-PV-Leitfaden desselben Instituts: Die Unterkonstruktion bodennaher Agri-PV-Systeme kostet 97 bis 167 Euro je Kilowatt gegenüber 76 Euro bei der Freiflächenanlage, und bifaziale Glas-Glas-Module werden im dortigen Beispiel mit 326 Euro je Kilowatt angesetzt, spürbar über dem Standardmodul. In Stromgestehungskosten übersetzt nennt der Leitfaden 6,0 Cent je Kilowattstunde für bodennahe Agri-PV gegenüber 5,4 Cent für die Freiflächenanlage, ein Aufschlag von rund 11 Prozent. Dazu kommt die Fläche: Ein vertikaler Park als Agri-PV belegt nach Fraunhofer-Angaben mit 0,25 Megawatt je Hektar viermal so viel Land je Kilowatt wie eine dichte Süd-Anlage; die Pacht je Kilowatt steigt entsprechend, wird aber nach dem Leitfaden zwischen Landwirtschaft und Anlagenbetrieb geteilt. Für Ost-West schätzte die Agora-Studie 2014 rund 5 Prozent niedrigere Systemkosten als für Süd, unter anderem bei Wechselrichtern, Kabeln, Zaun und Gestellen; eine aktuellere unabhängige Zahl gibt es nicht.

Überschlägig heißt das: Ein Erlösvorsprung von 30 Prozent gegen einen Kostenaufschlag von rund 10 bis 15 Prozent trägt die vertikale Bauweise in der Preisstruktur von 2025 rechnerisch; in der Preisstruktur von 2023 mit 13 Prozent Erlösvorsprung wäre es ein Nullsummenspiel gewesen. Wer die Entscheidung auf 20 Jahre trifft, wettet also darauf, ob die Mittagsstunden weiter an Wert verlieren oder ob Speicherzubau und flexible Nachfrage sie wieder anheben; beide Kräfte sind real, und wie Speicher gerade an der Mittagsdelle verdienen, rechnet 2-Stunden- oder 4-Stunden-Speicher: Welche Speicherdauer sich für Anleger rechnet vor. Das flache Ost-West rechtfertigt sich nicht über den Erlös, sondern nur über die Fläche und den Netzanschluss: mehr Kilowatt je Hektar, keine Reihenverschattung, ein flacheres Profil am Einspeisepunkt.

Warum kostet ein hohes DC/AC-Verhältnis Kilowattstunden, aber kaum Erlös?

Weil die gekappten Stunden genau die billigsten sind. Das DC/AC-Verhältnis beschreibt, um wie viel die Modulleistung die Wechselrichter- und damit die Netzanschlussleistung übersteigt; das Fraunhofer ISE nennt Werte über eins als typisch und beschreibt die Begrenzung als dauerhafte interne Abregelung, die die Vollbenutzungsstunden des Netzanschlusses anhebt. In unserem Modell verliert die Süd-Anlage bei einem Verhältnis von 1,4 rund 0,8 Prozent ihres Ertrags, aber nur 0,3 Prozent ihres Erlöses mit den Preisen von 2023 und praktisch nichts mit den Preisen von 2025, weil die gekappten Mittagsspitzen 2025 fast ausschließlich in Stunden mit Preisen um oder unter null fielen. Bei 1,6 sind es 3,1 Prozent Ertrag gegen 1,7 beziehungsweise 0,4 Prozent Erlös. Die Ost-West-Anlage verliert selbst bei 1,6 nur ein halbes Prozent Ertrag, die vertikale Anlage fast nichts, weil ihre Spitzen niedriger ausfallen.

Für Anleger ist das eine gute Nachricht mit einer Prüfaufgabe. Die gute Nachricht: Ein Projekt, das seinen Netzanschluss mit Modulen überbaut, verschenkt weniger, als die Ertragsverluste vermuten lassen, und die knappe Netzanschlusskapazität wird besser genutzt. Die Prüfaufgabe: Das Ertragsgutachten muss die Kappung enthalten, und das Erlösmodell des Anbieters darf die gekappten Stunden nicht mit Durchschnittspreisen bewerten. Steht im Gutachten ein Ertrag vor Kappung und im Erlösmodell ein Jahresmittelpreis, sind beide Zahlen zu hoch.

Was ändert das EEG 2027 an der Rechnung?

Nach dem Regierungsentwurf wenig an der Auslegungsfrage, viel an der Förderlogik. Der Entwurf des EEG 2027 (Bundestagsdrucksache 21/7867 vom 7. September 2026, erste Lesung ab der Woche vom 21. September, Inkrafttreten zum 1. Januar 2027 geplant) ersetzt die einseitige Marktprämie für Neuanlagen ab 100 Kilowatt durch einen zweiseitigen Mechanismus: Liegt der Jahresmarktwert unter dem anzulegenden Wert, gibt es die Marktprämie als Differenz; liegt er darüber, zahlt der Betreiber nach §21d einen Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber. Entscheidend für die Auslegung ist, worauf beides berechnet wird: nach Anlage 1 auf den energieträgerspezifischen Jahresmarktwert Solar, also den Durchschnitt des gesamten Bestands, nicht auf den Erlös der einzelnen Anlage. Eine Anlage, deren Profil mehr erlöst als der Solar-Durchschnitt, behält diese Differenz in beiden Richtungen. Der Profilvorteil der vertikalen Bauweise bleibt damit auch im neuen System beim Betreiber; er wird sogar zur einzigen Stellgröße, an der ein Projekt seinen Erlös über den anzulegenden Wert hinaus noch beeinflussen kann.

Für laufende Vorhaben gilt der Übergang nach §100 des Entwurfs: Anlagen, die vor dem 1. Januar 2027 in Betrieb gehen oder deren anzulegender Wert in einem Gebotstermin vor diesem Datum ermittelt wurde, bleiben im EEG in der Fassung vom 31. Dezember 2026. Alles Weitere ist Entwurfsstand; Zahlen, Paragrafen und Termine können sich im Verfahren noch ändern.

Welche Fragen stellen Sie dem Anbieter zur Auslegung?

• Welche Ausrichtung und Neigung stehen im Ertragsgutachten, und stimmen sie mit der Ausführungsplanung und der Bauzeichnung überein?
• Rechnet das Erlösmodell mit dem Marktwert Solar, mit einem Jahresmittelpreis oder mit dem Capture-Preis des eigenen Profils, und in welchem Preisjahr?
• Wie hoch ist das DC/AC-Verhältnis, und ist die Kappung sowohl im Ertrag als auch im Erlös berücksichtigt?
• Bei bifazialen Modulen: Welcher Bifazialitätsfaktor und welcher Rückseitenertrag sind unterstellt, und ist die Reihenverschattung im Gutachten enthalten?
• Wie viele Kilowatt je Hektar sind belegt, und wie ist die Pacht je Kilowatt kalkuliert?
• Sind die Stunden mit negativen Preisen nach §51 EEG explizit abgezogen, und mit welcher Stundenzahl?
• Wenn Ost-West gewählt wurde: aus welchem Grund, Fläche, Netzanschluss oder Marktwert, und ist der Grund im Erlösmodell wiederzufinden?

Wie wir Projekte auf ihre Auslegung prüfen

Bei jedem Solarpark, den wir Anlegern vorstellen, nehmen wir Ausrichtung, Neigung und DC/AC-Verhältnis aus der Ausführungsplanung und legen das Stundenprofil der Anlage gegen die Preisreihen der letzten Jahre, mit demselben offengelegten Modell wie in diesem Beitrag. Die Marktwertannahme des Anbieters gleichen wir mit dem Capture-Preis des eigenen Profils ab, die Negativstunden ziehen wir in der Wirtschaftlichkeitsrechnung explizit ab, und die Kappung muss im Ertragsgutachten stehen. Renditezusagen geben wir dabei keine; wir zeigen, welche Zahl auf welcher Annahme steht. Was einen Solarpark als Direktinvestment insgesamt ausmacht, ordnet In Solarparks investieren: Erlöse, Kosten und Steuerhebel im Überblick ein. Genau das prüfen wir mit Ihnen in einem unverbindlichen Erstgespräch, gern anhand eines konkreten Exposés.