Lohnt sich ein Solarpark in Norddeutschland? Standort, Ertrag und der Preis je Kilowattstunde

Wer sich zwei Exposés nebeneinanderlegt, eines aus Schleswig-Holstein und eines aus Niederbayern, stößt schnell auf den Reflex: Im Süden scheint die Sonne länger, also ist das südliche Projekt das bessere. Der erste Teil des Satzes stimmt. Der zweite folgt daraus nicht, denn ein Solarpark wird nicht nach Sonnenstunden gekauft, sondern zu einem Preis je Kilowatt installierter Leistung, und dieser Preis kann den Standort abbilden oder eben nicht.

Wir haben deshalb nachgerechnet, statt zu schätzen: denselben Solarpark an sechs Standorten von Kiel bis Freiburg, mit öffentlichen Strahlungsdaten, mit den Börsenpreisen zweier sehr unterschiedlicher Jahre und mit der Zuschlagsstatistik der Bundesnetzagentur. Dabei kommt ein klarer Ertragsabstand heraus, ein Markteffekt, den viele nicht erwarten, und eine Faustregel, die den Vergleich zwischen Regionen auf eine Zahl bringt.

Wie groß ist der Ertragsunterschied zwischen Nord- und Süddeutschland wirklich?

Rund 13 Prozent zwischen Küste und Alpenvorland, bei identischer Anlage. Wir haben mit dem Rechenwerkzeug PVGIS der Europäischen Kommission für sechs Standorte dieselbe Musteranlage gerechnet: frei aufgestellt, nach Süden ausgerichtet, 20 Grad Neigung wie bei vielen Freiflächenanlagen, 14 Prozent Systemverluste, langjähriges Mittel der Satellitendaten 2005 bis 2023. Der einzige Unterschied zwischen den Zeilen der Tabelle ist der Ort; die Kürzel nennen das Bundesland.

Zwei Dinge fallen auf. Erstens ist der Nordosten näher am Süden, als die Karte vermuten lässt: Berlin und Brandenburg liegen nur 7 Prozent hinter München, weil die Luft dort trockener und der Himmel häufiger klar ist als an der Küste. Zweitens ist der Abstand zwischen Kiel und Hannover kleiner als der zwischen Hannover und Berlin; die Küste ist nicht das Ende der Skala, sondern nur ihr feuchtester Punkt. Mit der jeweils optimalen Neigung von 38 bis 40 Grad läge jeder Standort rund 4 Prozent höher, die Relationen ändern sich dadurch nicht; warum Freiflächen trotzdem flacher gebaut werden, erklärt Süd, Ost-West oder vertikal: Welche Auslegung eines Solarparks sich für Anleger rechnet.

Als Gegenprobe taugen die gemessenen Werte des Deutschen Wetterdienstes. Im Strahlungsjahr 2025 kamen im Deutschlandmittel 1.187 Kilowattstunden je Quadratmeter an, 9,4 Prozent mehr als im Referenzzeitraum 1991 bis 2020 und der vierthöchste Wert seit 1991. Die niedrigsten Summen meldete der DWD für den Norden, besonders für Schleswig-Holstein, die höchsten mit über 1.300 Kilowattstunden je Quadratmeter für den Bodenseeraum, den Breisgau und Niederbayern. Das Gefälle der Satellitenklimatologie findet sich also in der Messung wieder.

Dieselben DWD-Zahlen setzen den Abstand aber auch ins Verhältnis: Zwischen einem durchschnittlichen und einem sehr sonnigen Jahr liegen bundesweit rund 9 Prozent, zwischen Küste und Alpenvorland 13. Der Standort wiegt also ungefähr so schwer wie die Frage, ob Sie ein gutes oder ein mittleres Wetterjahr erwischen. Für das einzelne Projekt entscheidet deshalb nicht die Landkarte, sondern das Gutachten mit seinen Unsicherheitsbändern; wie P50 und P90 zu lesen sind, steht in Ertragsgutachten lesen: Was P50 und P90 für ein Solarpark-Direktinvestment bedeuten.

Ein Unterschied aus derselben Rechnung wird später wichtig: die Verteilung über das Jahr. In Kiel, Schwerin und Hannover fallen nur 24 bis 27 Prozent des Jahresertrags ins Winterhalbjahr von Oktober bis März, in München und Freiburg sind es 32 bis 33 Prozent. Der Süden hat nicht nur mehr Sonne, er hat sie gleichmäßiger verteilt. Was PVGIS nicht abbildet, gilt für alle Standorte: Reihenverschattung, Schneebedeckung (die im Süden häufiger ist) und Nebel in Flusstälern und im Alpenvorland gehören in das Gutachten, nicht in eine Klimakarte.

Warum zählt beim Solarpark der Preis je Kilowattstunde und nicht je Kilowatt?

Weil Sie Kilowattstunden verkaufen und nicht Kilowatt. Der anzulegende Wert aus der Ausschreibung ist eine bundesweite Größe; in der Runde vom 1. Juli 2026 lag der gewichtete Zuschlagswert bei 4,79 Cent je Kilowattstunde, für Kiel wie für München. Ein Kilowatt in Kiel erzeugt 13 Prozent weniger Kilowattstunden als eines in München und erlöst jede davon zum selben Satz. Wer also Exposés nach dem Preis je Kilowatt vergleicht, vergleicht Anlagen, die unterschiedlich viel liefern, zum selben Maßstab. Wie die Marktprämie den Satz absichert, erklärt Direktvermarktung und Marktprämie: Wie ein Solarpark sein Geld verdient.

Der saubere Maßstab ist der Kaufpreis geteilt durch den erwarteten Jahresertrag, also Euro je Kilowattstunde und Jahr. Aus der Tabelle oben folgt unmittelbar, wie weit der Preis je Kilowatt zwischen zwei Standorten auseinanderliegen darf, damit beide je Kilowattstunde gleich teuer sind:

Dieser Index ist bewusst eine Relation und kein Preis. Was ein Kilowatt kostet, hängt von Baujahr, Größe, Netzanschluss und Vertragspaket ab; was er wert ist, hängt vom Ertrag am Standort ab. Die Lücke zwischen beiden ist der Punkt, über den Sie verhandeln. Ein Anbieter, der im Norden denselben Preis je Kilowatt verlangt wie im Süden, verlangt je Kilowattstunde 15 Prozent mehr. Ein Anbieter, der den Abstand einpreist, bietet im Norden dieselbe Rechnung wie im Süden, nur mit kleinerer Zahl auf dem Kaufvertrag und kleinerem Ertrag im Gutachten.

Eine Größe ist vom Standort unabhängig: der steuerliche Effekt. Investitionsabzugsbetrag und Sonderabschreibung knüpfen an die Anschaffungskosten an, nicht an die Kilowattstunden. Je eingesetztem Euro ist die Steuerwirkung in Kiel also dieselbe wie in München. Umso wichtiger ist, dass der Euro am Standort auch Ertrag kauft; ein günstiger Steuereffekt gleicht einen überhöhten Preis je Kilowattstunde nicht aus, er streckt nur die Zeit, bis es auffällt. Wie die beiden Hebel zusammenwirken, steht in Photovoltaik steuerlich absetzen: Wann Abschreibung und IAB noch möglich sind.

Bekommt Solarstrom im Norden einen anderen Preis am Markt?

Ja, einen etwas niedrigeren, und zwar aus einem Grund, der auf den ersten Blick nicht naheliegt: der Jahresverteilung. Deutschland und Luxemburg bilden eine Preiszone, der Börsenpreis einer Stunde ist in Kiel und München derselbe. Unterschiedlich ist nur, wie viel die Anlage in dieser Stunde liefert. Wir haben das PVGIS-Stundenprofil des Wetterjahres 2023 für jeden Standort mit den Day-Ahead-Preisen von SMARD multipliziert, einmal für 2023 (300 Negativstunden) und einmal für 2025 (573 Negativstunden), und daraus den Erlös je Kilowatt im Marktprämienmodell gerechnet: Börsenpreis plus Prämie in Stunden mit Preis ab null, nichts in Negativstunden, wie es § 51 EEG für neue Anlagen vorsieht.

Im Jahr 2023 war der Markt noch gleichmütig: Alle sechs Standorte erlösten am Spotmarkt zwischen 72 und 75 Euro je Megawattstunde (Kiel 73,5, München 72,9), der Erlös je Kilowatt folgte fast genau dem Ertrag. 2025 nicht mehr. Die Negativstunden häufen sich an sonnigen Sommer- und Wochenendmittagen, und genau dort liegt der norddeutsche Ertrag konzentrierter: In Kiel fielen 26,6 Prozent der Kilowattstunden in Stunden mit negativem Preis, in München 22,1 Prozent. Der Süden erzeugt einen größeren Teil seines Stroms im Winterhalbjahr, wenn die Preise hoch und die Prämie wirksam sind. Der Capture-Preis in Kiel lag deshalb 11 Prozent unter dem in München, und der Erlös je Kilowatt 23 Prozent darunter statt der 13 Prozent, die der reine Ertrag erwarten ließe.

Das ist die ehrliche Zahl, die in einen Preisvergleich gehört: Der Ertragsabstand wird am Markt nicht ausgeglichen, sondern in Jahren mit vielen Negativstunden auf 17 bis 23 Prozent gestreckt. Sie bedeutet nicht, dass sich ein Solarpark im Norden nicht rechnet. Sie bedeutet, dass der Preis je Kilowatt dort entsprechend tiefer liegen muss, und dass der Erlösansatz im Exposé das Marktprofil des Standorts kennen sollte, nicht nur seine Sonnenstunden. Wer in Negativstunden abregelt oder einen Speicher nachschaltet, verändert die Rechnung an beiden Standorten; die Mechanik dahinter steht in Negative Strompreise: Was sie für PV- und Speicher-Anleger bedeuten und Marktwert Solar: Warum Solarstrom an der Börse immer weniger wert ist.

Zwei Einschränkungen gehören dazu. Das Wetterprofil stammt aus einem Jahr und wurde auf zwei Preisjahre gelegt; ein anderes Wetterjahr verschiebt die Zahlen, nicht aber die Richtung, weil die Sommerkonzentration des Nordens eine Klimaeigenschaft ist. Und 2025 war mit 573 Negativstunden ein Ausreißer nach oben; ob sich das fortsetzt, hängt von Speicherausbau, Abregelung und den Regeln des EEG 2027 ab, nicht vom Standort.

Welche Standortfaktoren sind keine Himmelsrichtung?

Pacht, Wetterrisiko, Netz und Flächenkulisse, und keiner dieser vier verläuft entlang der Nord-Süd-Achse. Wer den Norden pauschal für günstig hält, weil das Land dort weiter ist, liegt für die Küstenländer falsch; wer den Süden für sicher hält, weil die Sonne scheint, übersieht den Hagel.

Fläche: Nach der Agrarstrukturerhebung 2023 des Statistischen Bundesamtes lag das Pachtentgelt je Hektar bundesweit bei 357 Euro, in Nordrhein-Westfalen bei 560, in Niedersachsen bei 548, in Schleswig-Holstein bei 479 und in Bayern bei 415 Euro. Die beiden großen Küstenländer sind also teurer als Bayern, nicht billiger. Bei den Kaufwerten zeigt sich die eigentliche Trennlinie zwischen West und Ost: Bayern meldet für 2024 im Durchschnitt 77.721 Euro je Hektar, Mecklenburg-Vorpommern 22.756 Euro. Solarpacht ist ein eigener Markt mit deutlich höheren Sätzen, aber die landwirtschaftliche Alternative setzt die Untergrenze, und die ist in Niedersachsen eine andere als in Brandenburg. Wie die Pacht je Kilowattstunde wirkt, zeigt eine einfache Rechnung: Bei 1,2 Hektar je Megawatt und 3.000 Euro je Hektar kostet die Fläche in Kiel 0,38 Cent je Kilowattstunde, in München 0,33 Cent; die Modelle und Fallen stehen in Pachtvertrag beim Solarpark aus Anlegersicht: Miete statt Pacht, Pachtzins je Kilowatt und Ihr Eintritt in den Vertrag.

Wetterrisiko: Die Statistik der Versicherer zu Sturm- und Hagelschäden an Wohngebäuden ist kein PV-Datensatz, aber ein brauchbarer Anzeiger für die Wetterlast einer Region. Im Zehnjahresmittel 2013 bis 2022 meldeten Schleswig-Holstein und Hamburg 6,1 Schäden je 100 Verträge im Jahr, Niedersachsen und Bremen 5,9, Bayern 2,9 und Baden-Württemberg 2,7. Der Norden hat also doppelt so häufig Sturmschäden. Umgekehrt der Schaden je Fall: Baden-Württemberg 2.310 Euro, Bayern 2.148 Euro, Schleswig-Holstein und Hamburg 1.097 Euro, mit Hageljahren wie 2013 in Baden-Württemberg (5.899 Euro) und 2019 in Bayern (4.345 Euro). Häufig und klein im Norden, selten und groß im Süden; für einen Solarpark heißt das Sturmsicherung der Unterkonstruktion hier, Hagelklasse der Module und Serienschaden-Klauseln dort. Die Versicherungsseite behandelt Solarpark und Batteriespeicher versichern: Welche Policen zum Direktinvestment gehören und wer sie hält.

Netz: Der Norden ist Windland, und wo Windstrom das Netz füllt, werden auch Solaranlagen abgeregelt oder warten länger auf Anschlusskapazität. Das ist kein Argument gegen einen Standort, aber eine Prüffrage: Wie oft wurde im Netzgebiet in den letzten Jahren eingegriffen, und ist der Netzanschluss verbindlich zugesagt? Wie die Entschädigung bei Abregelung funktioniert, steht in Abregelung beim Solarpark: wann der Netzbetreiber zahlt und wann nicht, was zum Netzanschluss in die Unterlagen gehört, in Netzanschluss, Dienstbarkeit, Baurecht: Woran Sie erkennen, dass ein Direktinvestment seinen Standort wirklich gesichert hat.

Flächenkulisse: Welche Flächen eine EEG-Zahlung tragen können, regelt das Gesetz bundesweit, aber die benachteiligten Gebiete, die seit 2024 die größte Kategorie stellen, liegen schwerpunktmäßig in Bayern, und die Länder dürfen diese Kategorie per Verordnung sperren. Ob ein norddeutsches Projekt im Randstreifen an Autobahn oder Schiene steht oder auf einer Konversionsfläche, ist deshalb eine eigene Prüfung; die Kategorien und ihre Stichtage erklärt Flächenkulisse: Wo darf ein Solarpark gebaut werden?.

Wo werden Solarparks tatsächlich gebaut?

Vor allem in Bayern, aber mit sinkendem Anteil. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Gebots- und Zuschlagsmengen der Ausschreibungen für Freiflächenanlagen nach Bundesland. Für die elf Gebotstermine seit dem EEG 2023 (1. März 2023 bis 1. Juli 2026) haben wir die Zuschläge zusammengezählt:

Die fünf norddeutschen Länder kommen zusammen auf 5.216 Megawatt oder 22 Prozent der Zuschläge, der Osten auf 20, der Süden auf 42 Prozent. Interessanter als der Bestand ist die Bewegung: Bayerns Anteil fiel von 41,8 Prozent im Jahr 2023 über 37,2 und 30,3 Prozent auf 25,3 Prozent in den beiden Runden des Jahres 2026, der Anteil des Nordens stieg in derselben Zeit von 18,5 auf 26,5 Prozent. In den Gebotsterminen des laufenden Jahres hat der Norden damit erstmals mehr Leistung bezuschlagt bekommen als Bayern.

Die Zuschlagsquote zeigt außerdem, dass norddeutsche Gebote im Wettbewerb nicht systematisch unterliegen: Niedersachsen liegt mit 57 Prozent über Bayern mit 53, Schleswig-Holstein und Mecklenburg-Vorpommern mit 46 und 47 Prozent knapp darunter. Wer in Kiel ein Gebot mit 13 Prozent weniger Ertrag abgibt, hat seinen Preis offenbar entsprechend kalkuliert, sonst käme er nicht zum Zuschlag. Der Markt rechnet also längst je Kilowattstunde; der Anleger sollte es auch tun.

Wie vergleichen Sie zwei Exposés aus verschiedenen Regionen?

In sechs Schritten, von denen nur der erste mit dem Bundesland zu tun hat:

1. Ertragsangabe plausibilisieren: Vergleichen Sie den P50-Wert des Exposés in Kilowattstunden je Kilowatt mit einer freien PVGIS-Rechnung für die Koordinaten und die Auslegung. Liegt das Exposé mehr als 5 Prozent darüber, fragen Sie nach der Begründung (Nachführung, bifaziale Module, Standortmessung) und nach dem Gutachter.
2. Preis je Kilowattstunde bilden: Kaufpreis geteilt durch den P50-Jahresertrag. Diese Zahl, nicht der Preis je Kilowatt, ist zwischen Regionen vergleichbar.
3. Erlösansatz prüfen: Mit welchem anzulegenden Wert, welchem Marktwert und welchem Anteil Negativstunden rechnet das Exposé? Ein norddeutsches Projekt mit demselben Erlös je Kilowattstunde wie ein süddeutsches hat den Sommerschwerpunkt nicht berücksichtigt.
4. Pacht je Kilowattstunde ausrechnen: Jahrespacht geteilt durch den P50-Ertrag. So wird aus Euro je Hektar eine Größe, die Standorte vergleichbar macht.
5. Versicherungsprämie und Selbstbehalt für Sturm und Hagel am Standort erfragen, nicht als Pauschale.
6. Netzanschluss und Abregelungshistorie des Netzgebiets prüfen, bei Windregionen zuerst.

Dazu drei Fragen, die jeder Anbieter beantworten können sollte: Woher stammt die Ertragsangabe und mit welcher Unsicherheit? Warum liegt der Preis je Kilowatt dort, wo er liegt, gemessen am Ertrag des Standorts? Und welche Standorte hat der Anbieter in den letzten Jahren selbst entwickelt oder vermittelt, mit welchen gemessenen Erträgen? Wer auf die zweite Frage mit der Sonne antwortet statt mit dem Preis, hat den Beitrag nicht gelesen. Weitere Prüfpunkte für Freiflächenanlagen sammelt In Solarparks investieren: Erlöse, Kosten und Steuerhebel im Überblick, Warnsignale beim Anbieter Woran Sie einen seriösen Anbieter für Energie-Direktbeteiligungen erkennen.

Wie wir den Standort im Projekt-Check prüfen

Wir rechnen jedes Projekt zuerst mit einer freien Strahlungsdatenbank für seine Koordinaten nach und legen das Ergebnis neben das Gutachten des Anbieters. Dann bilden wir den Preis je Kilowattstunde und den Erlösansatz je Standort mit eigenen Marktdaten, prüfen Pacht, Versicherung und Netz getrennt und vergleichen das Projekt mit anderen, die wir gesehen haben, ohne Rücksicht auf das Bundesland. Ein norddeutsches Projekt mit richtigem Preis empfehlen wir eher als ein süddeutsches mit falschem. Renditezusagen geben wir keine. Wer ein konkretes Exposé prüfen lassen möchte, kann es in einem unverbindlichen Erstgespräch mitbringen.