35 interviews examine photovoltaic markets, storage deployment and grid development across Central and Eastern Europe between September 2024 and April 2026.
The interviews feature executives, researchers and industry decision-makers from across the region. They highlight differing market conditions, regulatory frameworks and investment dynamics in individual countries, reflecting the growing strategic importance of photovoltaics and energy storage in Central and Eastern Europe.
As solar becomes a standard business asset in Central and Eastern Europe, returns increasingly depend on operational management, market responsiveness and effective digital systems.
Munich, 12. February 2026
For most businesses, the decision to invest in solar energy has long been settled. Solar plants, together with energy storage systems, have moved beyond experimentation and now form part of core operational strategy – also in Central and Eastern Europe (CEE). The decisive factor is how these assets perform financially. Recent experience highlights a clear shift within the energy sector: the decisive factor is no longer the installed power alone, but how that power is managed. As solar generation expands and price volatility increases, value creation depends on efficient operational control rather than on production volume.
Maximising revenue through intelligent management
Timely fault detection, accurate production monitoring and intelligent energy management increase revenue from existing infrastructure. Smaller, well-managed projects therefore often deliver higher returns than larger facilities that operate passively and respond too slowly to change. Electricity prices now fluctuate several times a day. Under these conditions, value is created by deciding when to store energy and when to sell it to the market.
Energy storage as an investment asset
Battery energy storage systems (BESS) increasingly function as investment assets rather than cost-saving tools. When connected to the grid, they can generate revenue by providing balancing services. In such cases, operation is typically handled by a balancer who manages charging and discharging to capture favourable market prices. The underlying logic is straightforward: low prices favour storage, while high prices favour export. However, these decisions require forward planning rather than real-time reaction.
Optimising storage
Maximum efficiency is achieved when storage is managed through specialised software in the form of an intelligent energy management system. These systems forecast consumption, market prices and solar generation to identify optimal charging and selling scenarios. As a result, payback periods for storage systems can be reduced to a few years. In 2026, businesses seeking higher efficiency must address price volatility with responsive operational strategies. Only reliable energy management systems can continuously monitor markets and optimise whether energy is sold or used internally.
Grid constraints affect revenue potential
As solar and wind capacity continues to expand across Europe, production curtailments caused by grid constraints are becoming more frequent, even when electricity has a market value. This directly reduces potential revenue. Grid conditions therefore represent a growing financial factor. In 2026, effective solar operations require close alignment with grid requirements. Facilities without adequate management systems may be forced to reduce or halt production, while those able to respond quickly can protect revenues and avoid losses. Solar energy facilities, particularly energy storage systems, now depend entirely on software. These systems control production, storage, grid communication and responses to market signals. Disruptions, unclear responsibilities or dependence on a single technology provider can directly affect business continuity and revenues. Cybersecurity has therefore become a core operational concern rather than a purely technical issue.
Operator competence drives financial outcomes
By 2026, evaluating energy storage systems solely on technical specifications will no longer be sufficient. The competence of system operators and the way systems are managed will be equally critical. As energy storage directly affects power supply stability, software failures or cyber incidents can lead not only to downtime but also to significant financial losses. Reliable software providers, secure system architectures and clear control over data flows are becoming as important as the efficiency of batteries or solar modules. Reducing technological dependencies is essential to ensure that energy assets support business performance.
Active management is the key to success
Rapid decision-making, responsiveness to market and grid signals, and secure operational management are increasingly making the difference between economically successful and less successful projects. By 2026, returns will no longer depend solely on the size of a solar generator, but on how actively and effectively it is managed.
Text by Dr Sarunas Stanaitis, CEO of Inion LT. Edited for publication by Manfred Gorgus.
Gas wird nach Ansicht von Fachleuten eine zentrale Rolle in der polnischen Energiewende spielen.
Bei einer Debatte unter dem Titel „Polens Energiezukunft und die Rolle von Gas“ am Dienstag dem vierten November im Pressezentrum der Polnischen Nachrichtenagentur PAP betonten Vertreter von Regierung und Energiewirtschaft, dass Gas zum einen Übergangsbrennstoff sei, zum anderen auch Stabilisator des Energiesystems sei.
Gas – Kernkraft – erneuerbare Energien
Vertreter des Energieministeriums erklärten, dass Polen sich in einer Phase der Transformation befinde. Derzeit arbeite man am Nationalen Energie- und Klimaplan, der die Ziele für 2030 und 2050 festlege. Neben dem Ausbau erneuerbarer Energien und der Vorbereitung des ersten polnischen Kernkraftwerks spiele Gas eine wichtige Rolle, um die Versorgung in der Übergangszeit – bis zu 100 % Erneuerbare und Kernkraft – zu sichern und die Abhängigkeit von Importen vor allem aus dem Osten zu verringern. Das Ministerium plant, bis Ende des Jahres ein Strategiepapier fertigzustellen, das die Grundlage für Maßnahmen zur Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit schaffen soll..
Energieunternehmen mit konkreten Plänen
Der staatlich kontrollierte Energiekonzern PKN ORLEN S.A. (ORLEN) plant, bis 2035 Gaskraftwerke mit einer Gesamtleistung von 4,3 GW zu errichten. Weitere 12,8 GW aus erneuerbaren Quellen sollen bis dahin fertiggestellt sein. TAURON Polska Energia S.A. (TAURON) arbeitet an Wasserstoffprojekten. Dalkia Polska, die polnische Tochtergesellschaft des französischen Energiekonzerns EDF (Électricité de France), ist auf Fernwärme, Energieeffizienz und lokale Energielösungen spezialisiert und setzt für die Zukunft auf eine Kombination aus Gas, Biomasse und Wärmepumpen.
Gas nur als Brücke
Die Experten waren sich einig, dass Gas in den kommenden Jahren eine Brückenfunktion übernehmen wird. Gaskraftwerke gelten als vergleichsweise saubere Energiequelle, die Polen auf dem Weg zu einer klimaneutralen Energieerzeugung eine stabile Stromproduktion in einem zunehmend volatilen Energiemarkt gewährleisten soll. Sollte das polnische Kernkraftwerk gebaut und an das Netz gehen, könnte es die stabile Komponente in der künftigen Energieerzeugung darstellen. (mg)
RWE baut in Gundremmingen einen Batteriespeicher mit 400 Megawatt Leistung und einer Speicherkapazität von 700 Megawattstunden. Der neue Großspeicher nutzt die Netz-Infrastruktur des ehemaligen Kernkraftwerks, was großer Vorteil bei der Umsetzung des Speicherprojektes sein dürfte.
Das Unternehmen investiert rund 230 Millionen Euro in das Projekt. Der Baustart wurde am 29. Oktober 2025 mit einem symbolischen Spatenstich im Beisein des bayerischen Ministerpräsidenten Markus Söder und RWE-Vorstandschefs Markus Krebber offiziell eingeleitet.
RWE plant, die Inbetriebnahme des Batteriespeichers Anfang 2028 abzuschließen. Nach Fertigstellung soll die Anlage dazu beitragen, kurzfristige Schwankungen im Stromnetz auszugleichen. Dafür werden rund 200 Container mit etwa 850.000 Lithium-Eisenphosphat-Batteriezellen installiert. Der Speicher wird Strom für knapp zwei Stunden mit voller Leistung abgeben können.
Integrationspartner ist H&MV Engineering, ein Unternehmen mit über 1450 Angestellten, das nicht nur im Bereich der erneuerbaren Energien, sondern auch als Energieversorgungsunternehmen und mit Datenzentren unterwegs ist. Durch die Übernahme der Skanstec Gruppe Anfang 2024 hat H&MV Engineering ist ein europaweit führender Anbieter von spezialisierten Planungs-, Ingenieur- und Baudienstleistungen mit 400 Mio. € Umsatz mit 22 Standorten im EMEA-Raum entstanden.
Auf dem Gelände in Gundremmingen sind laut RWE weitere Energieprojekte vorgesehen, darunter ein Solarpark und ein neues Gaskraftwerk. Der Solarpark darf als Ergänzung zum Großspeicher verstanden werden. Das Gaskraftwerk wird fossile Brennstoffe nutzen und ist technisch als Backup für erneuerbare Energien gedacht. (mg)
Die polnischen Gasnetze sollen in Zukunft eine zentrale Rolle in der Energiewende des Landes einnehmen. Sie sollen neben Erdgas, auch zunehmend Biomethan transportieren. Um dies zu ermöglichen, sollen die Produktion von Biomethan gefördert, finanzielle Mittel bereitgestellt, und die Rahmenbedingungen für den Ausbau der Biomethanproduktion geschaffen werden. Noch handelt es sich allerdings um eine Absichtserklärung. Wie Regierung und Versorger sich die Transformation vorstellen, lesen Sie hier.
Polska Spółka Gazownictwa (PSG) ist Polens größter Verteilnetzbetreiber, der mit über 210 000 km Leitungslänge einen entscheidenden Beitrag zur Energiesicherheit in Polen leistet. Das Unternehmen will in Zukunft den Einsatz von Biomethan forcieren, um seine Gasinfrastruktur für die polnische Energiewende zu transformieren. Das ist ein Ergebnis der 29. Aufladetechnischen Konferenz vom 23. bis 24. September 2025 in Dresden.
Biomethan als Zukunftsenergie
Der Anteil von Biomethan im Energiemix soll maximiert werden, da es laut PSG klimafreundlich und ressourcenschonend ist. Erste Biomethananlagen sollen bereits erfolgreich ans Netz gegangen sein und zeigen das Potenzial dieser Technologie auf.
Polens Energiestrategie und Gassektor
Die polnische Regierung plant, ihre Energiepolitik bis 2050 grundlegend zu verändern, wobei der Gassektor eine wichtige Rolle beim Übergang zur CO₂‑neutralen Energieproduktion spielen soll. Das Vorgehen bei der Dekarbonisierung soll dabei pragmatisch erfolgen, mit Fokus auf erschwingliche Energiepreise und schnelle Marktintegration von Biogas und Biomethan.
Finanzierung und Zusammenarbeit
Die Entwicklung des Biomethanmarktes soll durch gezielte finanzielle Unterstützung gefördert werden, unter anderem durch Darlehen von Banken und den polnischen Entwicklungsfonds. Die Vernetzung von Forschung, Industrie und Politik soll den Aufbau von Kapazitäten für Produktion, Netzanschluss und Verteilung fördern.
Herausforderungen und Perspektiven
Neben technischen Herausforderungen bei Netzanbindung und Systemregulierung liegt ein Schwerpunkt auf dem Ausbau der Infrastruktur und der Schaffung marktgerechter Rahmenbedingungen. PSG sieht seine Aufgabe darin, die Versorgungssicherheit von Bevölkerung und Wirtschaft zu gewährleisten und die Rolle von Biomethan im Energiemix zu stärken.
Fazit
PSG soll als Schlüsselakteur der polnischen Energiewende mit der Förderung von Biomethan zur nachhaltigen Transformation des Energiesystems beitragen. Mit Geld, optimierten Rahmenbedingungen sowie politischer Unterstützung will Polen bis 2050 eine klimafreundliche und sichere Energieversorgung erreichen. Allerdings ist das Thema Biomethan ebenso wie Biogas noch schwierig, weil es aktuell noch keine zuverlässigen Rahmenbedingungen dafür gibt. Das war das Fazit der ersten Biogasmesse Polens vom 30. September bis 02. Oktober 2025. (mg)
Premiere in Warschau: Biogasmesse BioPower zeigt Potenzial für Polens Energiewende und neue Wachstumschancen für die Landwirtschaft. Biogas und Biomethan als Schlüsselfaktoren für Energiewende und Energiesicherheit.
Vom 30.September bis 2. Oktober 2025 fand im Ptak Warsaw Expo nahe Warschau die erste polnische Fachmesse BioPower Poland statt, begleitet von der 7. Biogas- und Biomethankonferenz Green Gas Poland 2025.
Premiere mit Signalwirkung
Die Messe zog Dutzende Aussteller und Hunderte Besucher an. Experten betonten, dass Biogas und Biomethan die Energiewende beschleunigen, ländliche Regionen stärket und Polens Energiesicherheit steigert. Landwirtschaft sei dabei die wichtigste Rohstoffquelle.
200 Anlagen sind zu wenig
Aktuell gibt es in Polen weniger als 200 landwirtschaftliche Biogasanlagen und nur eine Biomethananlage. Fehlende Förderung, komplexe Vorschriften und Finanzierungslücken bremsen den Ausbau. Diskutiert wurden „Energieinseln in der Landwirtschaft“. Dafür müssten aber zuverlässige Regeln vorhanden sein sowie bessere wirtschaftliche Rahmenbedingungen geschaffen werden.
Potenzial Biomethan
Studien zeigten im Land ein technisches Potenzial zur Produktion von bis zu 7 bis 8 Milliarden Kubikmetern Biomethan pro Jahr. Entscheidend sei jedoch, die Nachfrage zu fördern und klare Marktziele festzulegen. Experten warnten, ohne gezielte Regulierung und Förderung könnte der Sektor nicht ausgebaut werden und das Wachstum würde stagnieren.
Biogas, Schlüssel zur Dekarbonisierung
Landwirte und Lebensmittelproduzenten sehen Biogas als Schlüssel zur Dekarbonisierung. Durch die Verwertung von Agrar- und Lebensmittelabfällen würden Chancen für klimafreundliche Energie entstehen. Auch kleinere Betriebe könnten profitieren, wenn sie z. B. in Energiegenossenschaften kooperieren.
Investition bleibt riskant
Die Finanzierung von Anlagen bleibt das größte Hindernis. Banken und EU-Förderprogramme könnten beim Ausbau der Biogasproduktion helfen, aber ohne staatliche Garantien und verlässliche Einspeisetarife bleiben Investitionen äußerst riskant. Deshalb forderten Experten klare gesetzliche Vorgaben und Anreize entlang der gesamten Wertschöpfungskette der Biogasproduktion.
Fazit
Die erste BioPower Poland hat gezeigt, dass das Land über enormes Biogas- und Biomethanpotenzial verfügt. Damit es genutzt wird, braucht es politische Stabilität, Marktregeln und gesellschaftliche Akzeptanz. Nur so kann diese grüne Energie zu einem Motor der polnischen Energiewende werden. (mg)
Forscher der Texas A&M University entwickeln eine biologisch abbaubare Batterie aus natürlichen Inhaltsstoffen – eine mögliche Alternative zur Lithium-Ionen-Technologie.
Energiespeicher aus körpereigenen Bausteinen
Das Team um Chemieprofessorin Karen Wooley und Ingenieurin Jodie Lutkenhaus stellte ein neuartiges Batteriematerial aus Riboflavin (Vitamin B2) und der Aminosäure L-Glutaminsäure vor. Die Ergebnisse wurden in den Proceedings of the National Academy of Sciences veröffentlicht.
Abbaubar und ungiftig
Im Gegensatz zu herkömmlichen Batterien aus Metallen und Petrochemikalien baut sich das neue Material bei Kontakt mit Wasser oder Enzymen umweltfreundlich ab. Labortests zeigten zudem, dass es für Zellen unschädlich ist – ein Vorteil etwa für tragbare oder implantierbare Geräte.
Nachhaltigkeit ohne Leistungseinbußen
Die Forscher betonen, dass ihre Bio-Batterie ähnlich leistungsfähig sei wie aufwendig synthetisierte Materialien. „Man muss nicht zwischen Nachhaltigkeit und Leistungsfähigkeit wählen“, sagt Lutkenhaus.
Baustein für Kreislaufwirtschaft
Das Projekt gilt als Schritt zu einem Batteriedesign, das von Anfang an das Lebensende der Produkte mitdenkt. Ziel ist eine Kreislaufwirtschaft, in der Batterien nicht zu Sondermüll mutieren, sondern unkompliziert in natürliche Kreisläufe zurückkehren.
Sicherheit und Akzeptanz
In Deutschland dürfte diese Art der Speichertechnik großen Zuspruch erfahren. Immerhin gelten Vitamine als gesund, und sind sogar in der Apotheke als OTC- (Over-the-Counter‑)Ware rezeptfrei erhältlich. Allerdings verrät der Artikel der Universität nicht, ab wann diese Speichertechnik für Battery-Energy-Storage-Systems (BESS)zur Verfügung steht. Die Akzeptanz für diese vielversprechende Technik dürfte groß sein. Es wird wenig Menschen geben, die sich über Vitamin B im Megawattstundenformat in ihrer Nachbarschaft beschweren dürften. (mg)
Der Haushaltsentwurf 2026 sieht mehr Mittel für Wärmenetze vor. Der BDEW warnt jedoch: Für die Wärmewende reicht die Finanzierung nicht aus.
Geld für Wärmenetze nicht ausreichend
Die BEW-Mittel sollen 2026 auf 1,4 Milliarden Euro steigen. Der BDEW fordert jedoch jährlich mindestens 3,5 Milliarden Euro, ab 2028 sogar bis zu 4,5 Milliarden Euro.
Finanzierung im Kernhaushalt statt Sondervermögen
Um Planungssicherheit zu gewährleisten, verlangt der Verband, die Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) aus dem Klima- und Transformationsfonds in den Kernhaushalt zu überführen
Kürzungen bei Gebäudeförderung kritisiert
Die Mittel für Bundesförderung effiziente Gebäude (BEG) sinken von 15,3 auf gut 12 Milliarden Euro. Laut BDEW ist das ein falsches Signal an Hauseigentümer. Effizienz und Dekarbonisierung müssten besser kombiniert werden
Klare Rahmenbedingungen gefordert
BDEW-Chefin Kerstin Andreae betont, dass verlässliche Finanzierung und klare Regeln – etwa beim Gebäudeenergiegesetz – Voraussetzung für Investitionen in die Wärmewende sind
Falsche Signale
Weniger Geld für Gebäude im Rahmen der Wärmewende ist das falsche Signal. Wer fossile Energien im Wärmesektor reduzieren und Deutschlands Unabhängigkeit von Brennstoffimporten stärken will, muss verständliche und leicht zugängliche Fördermaßnahmen anbieten. Bei einer Förderung von maximal 20 % für Einzelmaßnahmen wie z.B. die Dämmung einer oberen Geschoßdecke, motiviert das kaum zum Handeln. Hinzu kommt, dass ein komplexer Sanierungsfahrplan viele Hauseigentümer abschreckt – so bleiben wichtige Investitionen häufig aus. (mg)
Andreas Zyber has been working for various German companies in the Polish PV industry since 2011. Since 2022 he has been managing director of Quantumsolarpv GmbH, the German branch of a Polish PV wholesaler that is growing across Europe even in turbulent times. In our interview he reveals the secret of success in difficult times.
How did you get into photovoltaics?
By a roundabout route. I studied mechanical engineering in Poland and obtained an engineering degree there. I then studied business administration in Germany and graduated with a business degree. After managing business with Poland for a German commercial vehicle manufacturer for years, I decided to switch to the photovoltaics industry in 2011.
What motivated you to change?
A mixture of desire to build something new and enthusiasm for the technology. I was especially excited about photovoltaics because of its possibility to generate clean electricity for decades with comparatively small investments.
How would you describe your role in the Polish PV industry?
I come from the sales of commercial vehicles. These are technical products that require explanation. I have taken my experience into the PV industry and describe my first years in the industry as ambassador work for German photovoltaic technology in Poland where I succeeded in establishing partnerships for German companies in Poland. Some of the companies I worked for have received awards for their solutions and technologies in Poland.
If you could enter the industry again, would you do everything the same?
In 2011, the PV industry in Poland was just beginning. I am a B2B salesperson and have continued this work in the PV industry. If I could turn back time, I would personally invest in the production of PV components with German quality standards in Poland.
How can you best describe your current tasks in the market?
While I previously worked practically only for German companies in the Polish market, my job today is communication in both directions: selling products and services from Polish companies to the European market and products from European companies to the Polish PV market.
What products and services do you offer?
Our focus is on complete PV solutions, from small roof systems to system providers for large PV projects, roof systems and open space systems for customers in Poland and German-speaking Europe, i.e. Germany, Austria and Switzerland.
2023 seems to have been a difficult year for many Polish wholesalers. Was it also for your company?
A clear no. Our warehouse, marketing and logistics is based in Poland. Our German branch is located near Munich. From there we primarily serve customers in the DACH region and other Western European countries. Throughout Europe we deliver within 24 hours if the components are in stock. Our team is lean and all employees have experience in the photovoltaics industry. We work with flat hierarchies, which makes us fast and flexible. We think from the customer’s perspective and talk to the customer. The market seems to appreciate that.
How does the Polish PV market differ from other markets?
In my experience, price plays a bigger role in Poland than in Austria, Germany and Switzerland. We can offer reasonable prices, but as a young company we have to convince in all areas: fast and reliable delivery, good advice, attractive prices and flexibility when the customer is asking for changes in the order.
What developments do you see in the Polish PV industry for the next 6 months to 2 years?
The PV industry in Poland has developed into a stable market in recent years. Following the change of government, the PV industry will now receive billions in EU funds. This is one of many subsidies that Poland is expected to receive. This will lead to a further increase in PV installations in the country. Due to the outdated Polish power grid and its time-consuming upgrading, electricity storage will be an increasingly interesting investment in the next 12 to 24 months.
Prof. Dimitar Dimitrov outlines the country’s sharp solar growth, from feed-in tariffs to 900 MW installed PV, and explains why storage, grid upgrades and policy reform are now critical for continued progress toward 2030 energy targets.
Munich, 15 August 2025
What is your position and what are your tasks in the association? I am a Professor at the Faculty of Electrical Engineering and Information Technologies, University “Ss. Cyril and Methodius”, UKIM-FEEIT, in Skopje, and Head of the Faculty’s Solar Energy Laboratory. In addition, I serve as an external expert for the Photovoltaic Department of the Macedonian Solar Energy Association, Solar Macedonia, where I am involved in conducting feasibility studies and delivering training programs for solar installers and engineers.
How has PV developed in North Macedonia over the past 20 years? The Faculty of Electrical Engineering and Information Technologies in Skopje has a long-standing research programme in PV, centred around its Laboratory for Solar Energy, established in 2000. However, the first wave of PV deployment began with the introduction of feed-in tariffs in 2009, leading to 45 MW of installed capacity by the end of 2021.
Did the energy crises in Europe effect the number of installations?
Yes. A sharp rise in electricity prices in 2022 triggered a surge in installations, bringing the current figure to around 900 MW.
What is the status of PV in North Macedonia today? Due to its geographical location, North Macedonia benefits from strong solar radiation, significantly better than in many European countries. The nation’s total installed photovoltaic (PV) capacity is approaching 900 MW, compared with about 2.14 GW from all other power sources combined — 48% from lignite-fueled plants, 14% from gas-fired plants, 34% from hydro, 4% from wind, and 1% from biomass and biogas.
When did the largest increase occur?
Most PV systems have been installed over the past two to three years. This rapid deployment has placed strain on the transmission and distribution network. Without parallel investments in storage and grid upgrades, future PV expansion may slow.
What are the main PV deployment segments in North Macedonia—residential, commercial, or utility-scale? A balanced and just energy transition requires contributions from all three segments. While commercial and industrial – C&I – and utility-scale PV have seen substantial growth, the residential sector is lagging. Policy support mechanisms may be needed to accelerate adoption in this segment.
North Macedonia has recently adopted a new Law on Energy designed to improve the planning of new generation and storage capacity. Several rulebooks and secondary legislation are now required to implement the law. In the short term, this regulatory process may slow the pace of new PV installations.
Can a sustained positive impact on PV growth be expected in the longer term?
Yes. Improved planning and the integration of projects into the National Energy and Climate Plan will help reduce investment risk and support long-term growth. I expect this will enable the country to exceed its strategic goal of 1.7 GW of new renewable energy capacity by 2030.
What wattage of the 1.7 GW do you estimate will be allocated to PV installations?
It is difficult to make precise forecasts, as several new pieces of legislation still need to be implemented. Nevertheless, the target of reaching 1.7 GW of renewable energy sources (RES) by 2030 is highly achievable — and, from today’s perspective, perhaps even somewhat conservative.
That is an interesting perspective – why do you think so?
Many investors are already pursuing photovoltaic (PV) and other RES projects with combined capacities several times greater than the official target, and most are not seeking financial incentives. The main obstacle is not technical but administrative because the projects require approval from the authorities. Importantly, the 1.7 GW target is not a ceiling. By combining PV systems with battery storage, the country could easily exceed this target. Achieving this will, of course, require gradual upgrades to the transmission and distribution networks, along with investments in balancing capacities.
Agri-PV ermöglicht die gleichzeitige Nutzung von Ackerflächen für Stromerzeugung und Landwirtschaft. Durch spezielle Installationen – entweder vertikale Modulreihen oder „Überkopf“-Anlagen – bleibt genug Raum für die landwirtschaftliche Nutzung. Mit dem „Solarpaket 1“ (Mai 2024) wurden Agri-PV, Floating PV und Parkplatz-PV als „Photovoltaik-Sondersysteme“ anerkannt, die besondere Privilegien genießen. Welche das sind und warum, das erklären wir im Text.
Grundsätzliche Vorteile von Agri-PV
Neben dem doppelten Nutzen von Strom- und landwirtschaftlicher Produktion behalten alle Flächen, die mit Agri-PV bebaut sind, auch ihre landwirtschaftlichen Privilegien. Voraussetzung ist, dass die installierte Photovoltaik die landwirtschaftliche Nutzung um nicht mehr als 15 Prozent einschränkt.
Vertikale Agri-PV
Anlagen mit vertikal in Ost-West-Richtung installierten bifazialen PV-Modulen erzielen vor allem am frühen Vormittag und späten Nachmittag hohe Erträge. Mittags, wenn klassische Dach- und Freiflächen-Anlagen Spitzenleistungen erzielen, sinkt die Leistung der vertikal installierten Ost-West-Anlagen. Vertikale Agri-PV-Systeme ergänzen somit die Produktion traditioneller Anlagen und entlasten das Stromnetz. Außerdem ist der Verlust im Fall einer Trennung vom Netz durch den Netzbetreiber wesentlich geringer als bei einer herkömmlichen Freiflächen-Anlage (Link zum Text Kurven der Anlage in Almelo).
„Überkopf“ Agri-PV
Bei der Überkopf-Agri-PV werden die Module in mehreren Metern Höhe über der landwirtschaftlichen Fläche auf einer Unterkonstruktion installiert. Dadurch bleibt die Fläche unter den Modulen zum einen für den Anbau von Obst, Gemüse oder für die Tierhaltung nutzbar und kann maschinell bearbeitet werden. Zum anderen schützen die Photovoltaik-Module die Fläche darunter vor Witterungseinflüssen, Sonne, Regen, Hagel usw. In Deutschland ist für diese Art von Anlagen eine Mindesthöhe von 2,10 Metern vorgeschrieben.
Mehr Ertrag mit „nachgeführter“ Agri-PV
Eine besondere Variante der Agri-PV sind nachgeführte Anlagen, die dem Sonnenverlauf folgen und dadurch eine höhere Stromausbeute erzielen. Solche Systeme gibt es in verschiedenen Ausführungen: als „Überkopf“-Anlagen, als Agri-PV in Reihen oder als großflächige Nachführsysteme, bei denen ganze Modulfelder in mehreren Achsen der Sonne nachgeführt werden.
Wenn die Fläche landwirtschaftlich genutzt wird, können die Systeme in eine Parkposition gefahren werden, um die Bearbeitung zu erleichtern. „Überkopf“-Anlagen erfordern diesen Schritt nicht, da ihre Module die landwirtschaftlichen Arbeiten grundsätzlich nicht behindern.
Agri-PV im Einsatz: Synergien für maximale Effizienz in Almelo
Seit 2023 erzeugt eine 1,9 MW starke vertikale Agri-PV-Anlage auf rund 3,2 Hektar in Almelo, Niederlande, nachhaltigen Solarstrom. Das System wurde von Profinergy B.V. aus Utrecht im Auftrag des Klimaatfonds Nederland geplant, installiert und wird auch von Profinergy betrieben.
In Almelo ist die vertikale Agri-PV-Anlage Teil eines hybriden Systems und ergänzt eine deutlich leistungsstärkere, nach Süden ausgerichtete klassische Freiflächen-Photovoltaik. Wie die vertikale Agri-PV im Vergleich zur klassischen Freifläche abschneidet, welche Vorteile sie bietet, wie beide Systeme optimal zusammenwirken und welchen Einfluss eine Netztrennung der Anlage bei negativen Strompreisen hat, erfahren Sie in unserem Life-Bericht: HIER
Lithuania-based software expert Inion reported a 48% increase in revenue to EUR 267,000 in the first quarter of 2025, driven by rising demand for AI-powered energy management solutions, particularly in the energy storage sector.
Munich, 02.July 2025
Inion Software is a fast-growing Lithuanian company specializing in energy management solutions for the renewable energy sector. The company recorded revenue of €181,000 in the first quarter of 2024, which increased to €267,000 in the first quarter of 2025 – an impressive increase of 48%. For the full year 2024, the company reports revenue of €1.2 million. Following the positive result in the first quarter of 2025, Inion Software expects to exceed this figure in 2025 as demand for digital energy solutions made in Europe continues to grow.
Clear trend towards more AI in energy management
According to Dr. Stanaitis, the company’s growth is driven not only by the rising demand for advanced digital tools that collect, process, and display data from solar and wind power systems. The software also serves a growing market of smart batteries and storage systems that need data processiing, along with an increased awareness of cybersecurity in renweable energy infrastructure. Dr. Šarūnas Stanaitis, CEO of Inion Software says: „More and more energy producers and users are turning to smart, secure, and AI-based platforms to manage energy flows, optimize storage, and make informed trading decisions.“
Positive market prospects boost the company
Inion’s software tools leverage artificial intelligence and real-time analytics to optimize battery charging cycles, the timing of power sales, and system performance. This helps customers maximize their return on investment. Global trends confirm the company’s positive outlook. Citing the Global Market Outlook published by SolarPower Europe in May 2025, the Lithuanian company expects annual growth in solar energy installations worldwide of over 10% between 2025 and 2029. „The renewable energy sector remains one of the most dynamic in the world,“ says Dr. Stanaitis. „We will continue to invest in existing products and bring new solutions to market tailored to the evolving needs of this market.“
Inion expands into Italy and eyes further EU growth
With Inion management systems already being used in large-scale renewable energy projects – a recent example being the Švyturys-Utenos Alus brewery, where the company completed the second phase of energy management for Lithuania’s largest solar power and energy storage project to date – the company entered the Italian market in 2024. Collaboration with local partners on energy storage solutions with integrated control systems has already begun there, and plans are to expand to other EU countries in the near future. „Italy is just the beginning,“ added Dr. Stanaitis. „We are currently exploring opportunities in other EU countries.“ (mg)
The Stolac Solami Park in Bosnia and Herzegovina marks a milestone as AIKO and Tibra Pacific achieve grid connection for Europe’s first utility-scale solar power plant based on back-contact technology, promising greater efficiency and profitability.
Munich, 11 June 2025
AIKO, a global company known for developing and producing high-efficiency solar technology and as the inventor of N-Type ABC (All Back Contact) technology, supplied modules for the Stolac Solami Park project developed by Tibra Pacific. With an installed capacity of 64 MW, it is currently the largest grid-connected ground-mounted PV plant in Bosnia and Herzegovina. Launched in 2024, the project utilizes AIKO’s Stellar 1N+ ABC modules, renowned for their high efficiency and long-term reliability. The PV modules are installed on a classic fixed-tilt ground-mounted substructure with an optimized layout for maximum energy yield.
Simulation over three decades provides evidence
A 30-year simulation comparing AIKO’s ABC modules with TOPCon reference systems demonstrated a consistent performance advantage. The total energy production of the AIKO ABC modules reached 2,564.35 GWh in the simulation, corresponding to an energy gain of 38.54 GWh, or 1.54%, compared to the TOPCon system (Tunnel Oxide Passivated Contact). The yield increase was 0.80% in the first year, with this advantage expected to increase over time. This long-term performance advantage leads to higher overall system performance and improves energy security throughout the plant’s operating life, experts say. Additionally, the ABC system’s high-power density and larger active module area result in fewer modules per installed megawatt, fewer strings, less mounting system, less installation components, and less cabling. These factors further improve the overall efficiency of this solar farm.
Higher returns
In addition to their technical performance, AIKO’s ABC modules offer significant financial benefits, including a shorter payback period of 16 years and 4 months compared to 17 years and 3 months for TOPCon systems, a lower cost of electricity (LCOE) due to higher energy yields and reduced balance-of-system (BOS) costs, and an improved return on investment (ROI) over the project’s lifetime. These advantages make the ABC system a more bankable and economically efficient choice for utility developers seeking to maximize long-term value.
Better durability
Designed for harsh and variable conditions, AIKO’s modules are expected to demonstrate excellent durability against typical installation stresses, temperature fluctuations, and mechanical loads at the project site. Their uniform ABC design should also enhance resistance to micro-cracks and more effectively suppresses hotspots than conventional technologies. The standardized size of 2382×1134 mm and thickness of 30 mm shall ensure compatibility with common mounting systems.
Milestone with 12 percent more electricity yield says chairman
„This project is a milestone for renewable energy in Bosnia and Herzegovina,“ said Robert Brajkovic, Chairman of Tibra Pacific. „As the largest operating ground-mounted PV plant in the country, we needed a technology that would perform reliably not only in the lab but also in the field. AIKO’s modules deliver 12 percent more energy output and help reduce electricity costs by 3 percent in the first phase compared to the TOPCon setup. As a result, we converted the entire second phase to ABC. Their number-one efficiency and consistency under real-world conditions set a new benchmark for us.“
Slovenia ramped up its solar power to 1.4 GW in just a few years – but now the countries solar market has hit the brakes. Nina Hojnik, Director of the Slovenian Photovoltaics Association, explains what behind the sudden slowdown-and what will it take to get the sun shining again.
Muc 13.05.25
What is the current situation with photovoltaic in Slovenia?
Nina Hojnik: Beginning with 2021we have had three great photovoltaic years. 2024 was ok, but in 2025 we’re at a complete standstill in Slovenia as solar goes, despite appropriate subsidies available. The reasons are varied, but a key one is the innumerable changes to the legal framework for photovoltaics which were implemented too slowly and poorly communicated. This has unsettled both private and commercial investors.
How does the current system affect the daily PV business
Interest in photovoltaic systems was very high, leading to a significant backlog in the issuing of permits by the DSOs. If a permit was finally granted, people had to deal with long delays in connecting the solar power plants to the grid. In addition, in a strong turbulent debate about nuclear power took place in Slovenia as it is considered as climate friendly way to generate electricity. On top of all that, the tariff system was changed and the end of net-metering of residential solar power was ended. New PV systems need to shift towards power storage in order to run their system economically.
Sounds like a loss of trust.
Since 2020, the public has supported PV. All recently taken actions resulted in confusion and low trust in the PV sector. So last year the public opinion shifted from pro solar to complete standstill due to uncertainty and anger because people do not understand the changes. On top there was a lot of disinformation on PV
From your perspective, how bad are the changes really?
In fact, the solutions developed during the transition to the new billing and tariff system are showing excellent results. The numbers tell a different story that is quite the opposite of public perception.
Misunderstood measures create stagnation. What will you do?
The current situation also has a political connotation. Slovenia’s Prime Minister, Robert Golob, is a former manager who ran an energy trading company for 15 years. He is a fan of renewable energy and is pushing the energy transition hard. Which should in principle be good for photovoltaics.
What’s the problem?
The problem is that people blame him and his party, or associate problems with photovoltaics with him and his party. Which is very unfortunate, because the decision to invest in your own renewable energy source should not be political motivated. It should be based on the long-term economic benefits of the investment and the chance to be more energy independent.
Why aren’t changes undone?
The grid must be optimized for decentralized power generation to connect PV and other RES systems in a shorter time and to achieve higher penetration of renewable energies in Slovenia’s overall supply. The need to digitize the energy system is obvious and must be addressed. Undoing changes is no option.
What is the share of PV in Slovenia’s electricity generation?
It accounts for 8% of our energy production. By the end of March 2025, a total of 1,449 GW PV was installed. Half of this are residential installations with an average power of 12 kW. The other half is community, corporate, industrial and utility PV power plants. Nuclear power generates 33% of Slovenia’s electricity, hydropower another 33%.
How do you describe the role of your organisation?
Since I started working here, our focus has been on actively shaping the legal framework for the solar sector, an ongoing process that has yet to deliver its full impact. We gather insights from our members, engage with decision-makers, and contribute to the broader debate around solar energy. Recently, we’ve focused on restoring public trust and highlighting areas where existing laws aren’t fully implemented. In response to the current standstill in the market we’re raising awareness about other PV installation options, such as commercial, utility, and PV-car-ports. This is all still in its early stages in Slovenia.
What are your position and tasks in the association?
As the sole employee of the association, I manage all activities, the strategic focus in cooperation with our members. Currently, my main role is to stay deeply involved in the broader solar debate and help rebuild trust in the industry. I am also anticipating future developments like the the need to shift more attention to power storage.
When did PV gain momentum in Slovenia?
Around 2008, with major growth between 2011 and 2012, reaching 230 MW. After a change of government and the cancellation of subsidies, the sector experienced a prolonged standstill. Real growth resumed after the COVID-19 pandemic and the onset of the energy crisis, with annual increases of 35–40%. 2023 was a record year, with nearly 450 MW installed. In 2024, the installation rate slowed down, with just under 300 MW added to the overall power output of the country.
What is currently the biggest challenge for the Slovenian PV market
My concern is keeping the companies that have emerged in the period of high demand in the business so that they will not leave the sector and focus on something else. If they leave the industry this would mean a loss of both, capacity and skills that would be missing for further expansion.
And technical challenges?
Technically, storage is a major issue because it’s the only way photovoltaic systems can be economically viable under the new tariff system. We’re aiming for a break-even point after 6–8 years.
Would more or other subsidies improve the situation?
Subsidies play a crucial psychological role, especially in the residential sector, where they help build confidence. Commercial and industrial projects also depend on stable subsidy frameworks. At the moment, Capital Expenditure subsidies are available. But given the volatility of electricity markets and the trend of negative prices, there’s a growing need for robust support mechanisms, such as Contracts for Difference (CfD)- and there is room for growth in the market of Power Purchase Agreement (PPA).
Do your members use the services of the EIB?
Funding from the European Investment Bank (EIB) typically targets large-scale projects. Our association currently represents mainly Small and medium-sized enterprises (SMEs). Unfortunately, the EIB’s offer is not suitable for these.
When do you expect a reawakening of PV?
Over the next two years, the sector is poised to regain momentum. Confidence will be restored, and the understanding of the benefits of solar investments will continue to grow. Investors will increasingly recognize the advantages of owning their own photovoltaic systems, reducing their reliance on grid-based electricity, which is subject to ever-increasing prices. While Slovenia recently had an energy price cap, it will eventually come to an end. In the long run, the stability of fixed electricity prices from individual photovoltaic systems will become more and more understood.
What support does the association offer to companies looking to invest in photovoltaic systems in Slovenia?
For companies considering an investment in photovoltaic systems in Slovenia, the association offers invaluable support by connecting them with members, key decision-makers, and providing essential insights into navigating regulatory and market challenges. Local expertise and strong relationships are often the critical factors for success in this market.“
Interview by Manfred Gorgus
About Nina Hojnik
Since 2022 Nina is Director of the Slovenian Photovoltaic Association, Združenje slovenske fotovoltaike (ZSFV). She is engaged in project management and consulting on EU funds, with successful applications in LIFE programs for almost 12 years. As an experienced team leader in digital marketing campaigns she managed LIFE Integrated and Care4Climate projects under the sovereignty of the Ministry of Environment. Nina holds a university degree in political science, government and international relations.
SegenSolar GmbH, a Cologne-based PV wholesaler, will celebrate its tenth anniversary in 2025. Founded in 2015, the company is part of SegenSolar Ltd. UK and has recently expanded significantly into Central and Eastern Europe, with a focus on the Polish market. Caroline White, Managing Director of European Expansion, explains the company’s new commitment to Central Europe.
MUC 02.04.25
Where does the commitment in Poland come from?
Caroline White: Poland is one of the most important markets for SegenSolar in Central and Eastern Europe. Recognizing the dynamic growth of the Polish photovoltaic sector, which reached an installed capacity of 21 GW in 2024, we’re poised to amplify our presence.
How long has SegenSOLAR been active in Poland?
Since SegenSolar GmbH was founded in 2015, we have been steadily growing across Europe. Our operations in Poland began in 2020, and since then, we have been working closely with Polish installers, offering a dedicated Polish-language website, an online portal, and a team of Polish-speaking sales, order processing and technical support specialists. However, 2025 marks a new phase in our expansion strategy. We are strengthening our Polish team, tailoring our product portfolio to better meet market needs, and launching more focused marketing and promotional activities.
How large is the customer base in Poland?
Currently, our Polish customer base consists of nearly 2,000 contacts, with several hundred already making purchases. We are confident that as we enhance our presence and service offerings, even more installers will choose SegenSolar as their trusted PV partner.
What is your position and task?
I am the Managing Director of EU Expansion at SegenSolar, where I oversee the company’s strategic growth across European markets. My primary responsibilities include driving market entry strategies, optimizing operational efficiencies, and ensuring our product offerings align with the needs of each region. With our recent focus on Poland, I am leading initiatives to strengthen our presence, build partnerships, and provide local installers with the best possible solutions. Having been with SegenSolar for over a decade, I bring extensive experience in international solar distribution and expansion, ensuring that we continue to grow sustainably in our key markets.
What services and products does SegenSolar provide?
SegenSolar prides itself on being a one-stop shop for installers, offering a comprehensive range of components essential for constructing photovoltaic installations. Our product portfolio for Polish market includes modules from leading manufacturers such as JA Solar, Jinko Solar, and LONGi Solar; inverters from brands like Enphase, Huawei, SolarEdge, and Solis; energy storage solutions from BYD, FOX ESS, Huawei, and Pylontech; mounting systems from ESDEC, Renusol, and Schletter. This extensive selection ensures that installers have access to top-tier products tailored to diverse project requirements.
How does SegenSolar operate within its markets, especially in Poland?
SegenSolar GmbH serves as the European subsidiary of Segen Ltd., the UK’s largest PV specialist wholesaler. Our primary office is in Cologne, Germany, from which we manage not only the German market but also the Benelux region and Central Europe, including Poland.
How can you guarantee top service from your German branch in Germany, for example in Poland?
While we operate without physical branches in every market, we ensure strong local support through our dedicated teams, local partnerships, and a well-established logistics network that allows us to deliver products efficiently. In Poland, for example, we have already built a solid customer base and are now expanding our team to provide even better service.
What has changed in the Polish market since you entered it?
We’ve been active in Poland since 2020. Over the past few years, we’ve witnessed and contributed to the remarkable growth of the Polish PV market. The year 2025 marks a significant milestone for us, as we introduce enhanced services and a renewed commitment to our Polish customers, reflecting our dedication to this vibrant market.
What are your expectations for the coming years?
We foresee a shift in the photovoltaic landscape, with a potential decline in the residential sector offset by significant growth in the commercial segment. This transition is influenced by factors such as stabilized energy prices for individual consumers and economic considerations affecting small investors. Conversely, businesses are increasingly recognizing the economic and environmental advantages of integrating photovoltaic solutions into their operations. SegenSolar is well-prepared for this evolution. We are expanding our product range to include advanced solutions tailored for commercial applications and are developing new services designed to meet the specific needs of our Polish clients. While details are forthcoming, we are confident that these innovations will resonate positively within the market.
Die Polnische Stromwirtschaft befindet sich in schneller Transformation. Der Anteil erneuerbarer Energien stieg seit 2020 im Stromsektor von 15 % auf fast 30 %. Für weiteres Wachstum ist Handeln gefordert, denn Erneuerbare Energien brauchen ein Stromnetz, dass mit dezentrale Einspeisung umgehen kann. Es muss gehandelt werden.
Das Tempo des Wandels im polnischen Energiesektor hält an: Laut dem Nationalen Energie- und Klimaplan (NECP) könnten die Kapazitäten für Photovoltaik von derzeit 21 GW auf 29 GW im Jahr 2030 gesteigert werden. Das hat das Energy Forum, ein in Polen ansässiger europäischer, interdisziplinärer Think Tank in einer Studie festgestellt. Das Team aus Energie-Experten bündelt seine Erfahrungen aus den Bereichen öffentliche Verwaltung, Wirtschaft, Wissenschaft und Medien, um wissensbasierte Lösungen für eine gerechte und effiziente Energiewende zu inspirieren.
26 GW PV warten auf Anschlussgenehmigung
So haben die Experten von „Energy Forum“ über eine Auswertung bereits veröffentlichter Anschlussanfragen herausgefunden, dass 26 GW an Photovoltaikanlagen auf Anschluss-Genehmigung warten. Gleichzeitig soll der Anteil erneuerbarer Energien am Strommix bis zum Jahr 2030 ganze 56 % erreichen und bis 2040 sogar auf 69 % steigen. Damit diese Kapazitäten in das polnische Stromnetz integriert werden können, sind dringend Anpassungen am Netz notwendig.
Günstige erneuerbare Energie als Vorteil im globalen Wettbewerb
Energiepreise sind eines der wichtigsten Themen nicht nur der polnischen, sondern der ganzen europäischen Industrie. Laut Studie haben sowohl die Vereinigten Staaten als auch China Zugang zu günstigen fossilen Brennstoffen und erneuerbaren Energien, während Polen mit hohen Energiekosten und regulatorischen Hürden kämpfen muss. Der polnische Think Tank sieht die Lösung in einer direkten Versorgung der Industrie mit dezentralen erneuerbaren Energieanlagen, deren Umsetzung jedoch oft an komplexen Vorschriften und hohen Gebühren scheitere – trotz bestehender rechtlicher Möglichkeiten.
Im Oktober 2024 veröffentlichte die Regierung den Entwurf des Nationalen Energie- und Klimaplans, der eine Veränderung des Energiemixes fordert. Investoren sollen damit in der Lage sein, Projekte schnell umzusetzen und Zugang zum Stromnetz zu erhalten. Trotz dieser Reformen bestehen weiterhin erhebliche Hindernisse für Investoren, kritisiert das Energie Forum. Laut dem Nationalen Energie- und Klimaplans sollte Polen bis 2030 mindestens 57 GW Leistung aus vorwiegend Photovoltaik- und Windenergieanlagen erreichen. Bis 2040 soll dieser Wert auf 93 GW steigen. Der Anschluss dieser Kapazitäten an das nationale Stromnetz erfordert eine strategische Planung der Standorte für Photovoltaik und Onshore-Windkraft. Die Netzinfrastruktur muss weiterentwickelt werden und erfordert intelligentes und effizientes Management, um Verbraucher zuverlässig mit Strom und einer stabilen Spannung zu versorgen.
Konkrete Maßnahmen: Kabelpooling und Direktleitungen
Um diese Herausforderungen zu bewältigen, wurden im Jahr 2023 neue Regelungen eingeführt, die die Netzentwicklungsplanung erleichtern: das sogenannte „Kabelpooling“, das die gemeinsame Nutzung eines Anschlusspunktes durch mehrere erneuerbare Energiequellen erlaubt. Außerdem ist es möglich zwischen Erzeuger und Verbraucher direkte Leitungen zu bauen und so das öffentliche Netz zu entlasten. Aus Sicht des Energie Forum sind trotz der bisher eingeführten Reformen weitere Maßnahmen erforderlich, um den Ausbau der Erneuerbaren nicht zu bremsen. So sollte das Kabelpooling um die Möglichkeit erweitert werden, Stromspeicher als eigenständige Installationen anzuschließen. Zudem sollten die Gebühren für Direktverbindungen reduziert werden, um deren wirtschaftliche Nutzung zu fördern. Weitere Erleichterungen fordert der Think Tank durch die Schaffung von Zonen zur beschleunigten Entwicklung erneuerbarer Energien, eine erhöhte Transparenz im Verfahren zur Vergabe von Netzanschlüssen, die Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Investitionen sowie eine vorausschauende Planung der Netzentwicklung, beispielsweise durch ein Kapazitätsauktionssystem.
Fazit
Die Transformation des polnischen Energiesektors erfordert umfassende Reformen, um erneuerbare Energien effizient in das nationale Netz zu integrieren und die Dynamik des Ausbaues nicht zum Erliegen zu bringen. Die bisherigen Maßnahmen zeigen Fortschritte, jedoch müssen regulatorische Hürden weiter reduziert werden, um Investitionen zu erleichtern und das Ziel eines klimaneutralen Energiesektors zu erreichen. Dr. Joanna Pandera, Präsidentin des Energy Forum, ruft zur Diskussion auf und ermutigt zur Umsetzung innovativer Lösungen. (mg)
Die BRC Solar GmbH und die Fronius International GmbH haben die offizielle Kompatibilität ihrer Produkte bestätigt. Damit können die Optimierer des deutschen Herstellers von Solartechnik BRC-Solar nun problemlos mit den Wechselrichtern des österreichischen Unternehmens Fronius kombiniert werden. Ziel dieser Entwicklung ist es, die Effizienz und Leistungsfähigkeit von Solaranlagen zu verbessern.
Optimierer lösen Herausforderungen bei Verschattung und Ausrichtung
Besonders bei Anlagen mit Verschattung, unterschiedlichen Dachausrichtungen oder variierenden Modulneigungen kann die Energieausbeute beeinträchtigt werden. Die Optimierer von BRC Solar sind darauf ausgelegt, den Ertrag einzelner Solarmodule zu maximieren und Leistungseinbußen im Gesamtsystem zu reduzieren. In Tests wurde nachgewiesen, dass die Geräte mit den Wechselrichtern von Fronius kompatibel sind. Dadurch bleibt die Energieproduktion auch unter schwierigen Bedingungen stabil, da betroffene Module gezielt optimiert werden, während andere ihre maximale Leistung beibehalten.
CEO Pascal Ruisinger zur Partnerschaft mit Fronius
Pascal Ruisinger, kaufmännischer Geschäftsführer von BRC Solar, sieht in dieser Entwicklung einen wichtigen Schritt für das Unternehmen: „Die Kompatibilität unserer Optimierer mit den Wechselrichtern von Fronius eröffnet neue Möglichkeiten für die Nutzung von Solaranlagen. Durch diese Partnerschaft können wir unser Produktangebot weiter ausbauen und Betreibern dabei helfen, das Potenzial ihrer Anlagen bestmöglich auszuschöpfen.“
Mit der Bestätigung der Kompatibilität setzen BRC Solar und Fronius ein weiteres Zeichen für die technologische Weiterentwicklung im Bereich der Photovoltaik. (mg)
Untersuchungen zeigen, dass die Modulleistung seit Jahren niedriger ist als angegeben Grafik: Franhofer ISE
Mehr als 70.000 Leistungsmessungen ausgewertet
Ein Forschungsteam des Fraunhofer ISE hat über 70.000 Leistungsmessungen an Photovoltaik-Modulen ausgewertet und hat seit 2017 eine wachsende Diskrepanz zwischen den Herstellerangaben und den Messergebnissen des Instituts festgestellt. Während bis zum Jahr 2016 die gemessene Leistung meist über den Werten der Hersteller lag, änderte sich das ab 2017 und die Werte lagen unter den Herstellerangaben. Ab 2020 wurde eine durchschnittliche Minderleistung von 1,3 % festgestellt. Neue Daten aus 2024 deuten auf eine leichte Trendwende hin, mit weiterhin negativen Abweichungen von 1,2 %.
1,3 % weniger als angegeben
Für die Untersuchung wurden 1034 Messungen monokristalliner Silizium-Module unter standardisierten Bedingungen analysiert. Bis 2016 lagen die Abweichungen unter 1 %, oft mit positiven Differenzen zugunsten der Herstellerangaben. 2016 betrug der Unterschied im Mittel 0,6 %, 2023 hingegen 1,3 % zu Ungunsten der Herstellerangaben. Eine positive Abweichung konnte kaum noch beobachtet werden.
195 MW Leistung fehlen so bei 16 GW
Die aktuellen Daten, präsentiert beim 40. PV-Symposium, zeigen, dass eine durchschnittliche Minderleistung von 1,2 % bei einem Zubau von 16,2 GW im Jahr 2024 rund 195 MW fehlender Leistung entspricht – vergleichbar mit einem großen Solarpark.
Testlabor ist zuverlässig kalibriert
Um belastbare Ergebnisse zu erhalten, wurden nur neuwertige Module berücksichtigt, und zwar von Herstellern, die zu den Top 10 des jeweiligen Jahres gehörten. Dank strenger Qualitätsmaßnahmen gewährleistet das „CalLab PV Modules“ eine stabile Kalibrierung über Jahre und kann dadurch zuverlässige Langzeitanalysen liefern.
The Polish photovoltaic market is experiencing rapid growth. In recent years, there has been significant development in private installations, while large-scale projects are also gaining momentum. We spoke with Mr. Grzegorz Rabsztyn, Head of the EIB Group Warsaw Office.
Muc 27.03.2025
What are the specific challenges of the Polish PV market?
There is still much to achieve in the Polish energy mix. Particularly in the realm of photovoltaics, grid infrastructure poses a significant challenge. This issue is less about securing financing for improvements and more about implementation. The weak grid infrastructure hampers the connectivity of large-scale energy utilities, such as photovoltaic power stations, which in turn hinders the overall development of carbon-free energy in Poland.
Sounds like improving the grid is at the top of the list.
The financing of grid investments remains one of the top priorities for EIB financing in Poland. Recently EIB signed a loan of 1.7 billion Polish zlotys – which equals to €405 million – for Orlen to finance investment programs of its electricity supplier Energa Operator and improve and expand Poland’s electricity network. This is the third and final tranche of a 3.5- billion-zloty loan to Orlen for upgrades to the power grid in northern and central Poland. With the latest EIB loan tranche, Orlen subsidiary Energa Operator will upgrade over 4,600 kilometers of existing grid infrastructure and build a further 2,300 km of new power lines in Poland to accommodate around 25,000 new customers. Energa Operator will also be able to modernize its electricity network’s metering systems.
What is the role of the EIB in the energy transition in Poland?
The EIB funds various renewable energy initiatives, including wind, solar, and biomass projects, to help diversify Poland’s energy mix and reduce reliance on fossil fuels. While the EIB is eager to support project financing, it’s important to note that we can finance directly only investments of a minimum project cost of 50 million euros. As a general rule EIB finances up to 50% of the project costs or 50% of the debt financing in case of project finance structures.
Can you give us an example of the procurement practice?
Last year climate and environment projects in Poland won €2.5 billion of EIB financing, including energy transition ones backed by REPowerEU. The EIB signed agreements totalling €850 million with ORLEN Group, ENEA and PGE to upgrade and expand power distribution grids across the country. Further agreements promoted energy efficiency, such as €211 million financing for Maspex, a leading producer of beverages and food in central and southeastern Europe. The investments will improve energy efficiency, enable renewable-power generation and recycle used water in manufacturing plants in Poland and Romania.
How can smaller projects then participate in EIB funding?
Financing for smaller projects will be facilitated through our commercial partners, such as the Bank of Environmental Protection (BOS), BNP Paribas Poland, Bank Pekao, among others. The EIB’s role can be that of a capital lender or a guarantor, providing the necessary guarantees to ensure a solid foundation and capital for investments.
How are responsibilities divided between the EIB and its partners?
We work on the basis of a full delegation model.
What does this mean exactly?
This means that our partners carry out all the necessary checks on a project, monitor it and finally approve it.
Where and how can interested parties find EIB partners?
Investors and project developers can find a list of partners on our website.
Do you have a recent example for us?
In November 2024, the EIB Group signed its first security for private solar panel loans to Inbank in the amount of PLN 625 million. This agreement allows Inbank to issue new loans in a total height of PLN 701 million (over 160 million Euros) to individuals for solar panels and heat pumps. This will drive the green energy transition in the private sector in Poland. Also recently the EIB signed an agreement to support Poland’s largest utility Polska Grupa Energetyczna (PGE) with a €400 million loan towards the design and construction of Baltica 2, the European Union’s largest offshore wind farm to date. Baltica 2 will feature innovative technology for a 1.5 GW capacity and sit off the Polish coast in the Baltic Sea. The EIB loan is the biggest own resources contribution by a financial institution to the project. It is also the first part of a €1.4 billion package approved by the European Union’s climate bank to support PGE and Ørsted in erecting two new, large-scale offshore wind farms in the Baltic Sea.
When did the EIB start supporting renewable projects?
We have been active in Poland for more than 20 years and in the renewable energy sector. Photovoltaic and wind power are our major areas of operations here. This year, we expect wind energy investment to pick up.
Are there differences in financing within the European Union?
In principle, from the EIB’s point of view, there are no differences between the various EU countries when you look at the big picture. But of course, there can be individual forms of support in each country that make a difference. As far as Poland is concerned, it can be said that the conditions for a project in terms of permits and bureaucracy can be particularly challenging than in other countries. Another aspect is the attention that Poland pays to balancing the individual regions in the country.
What is your assessment of the near and not so near future of photovoltaics in Poland?
Large new energy projects in the field of photovoltaics are essential for the energy transition in Poland. To achieve this, however, the expansion of the electricity grid must be pushed forward, because without it the energy transition will not succeed. Grid expansion is the basic prerequisite for a further generous expansion of renewable energies in the country. This will be followed by a transition from traditional energies to new energies. We at the EIB will support projects in both the private and public sectors. The proportion of money invested in renewable energies – and thus in photovoltaics – will increase in the future, in the short, medium and certainly also in the long term.
A Closer Look at Our Interview Guest:
Grzegorz Rabsztyn is a legal adviser and finance professional with extensive experience in structuring financial transactions for the State Treasury, local governments, banks, and corporate clients. He specializes in investment loans, securitization, risk sharing, and project finance. A graduate of the University of Warsaw and the Warsaw School of Economics, he also studied at Aarhus University in Denmark. As Director of the European Investment Bank (EIB) Group in Poland, he actively promotes sustainable investments and economic growth, participating in key industry events to support regional development. He has been involved in the banking sector for over 19 years and has been involved in financing projects in Poland and the Baltic countries within the EIB’s structures since 2014.
Memmingen, 10.03.2025 – Mit einem feierlichen Spatenstich fiel heute der Startschuss für ein Firmengebäude, das neue Maßstäbe in Sachen Autarkie und Energieeffizienz setzt. Mit Klimadecken, Gebäudemasse als Wärmespeicher, netzdienlichem Stromspeicher mit Abwärmenutzung und PV-Anlage erreicht das real Gebäude 95 Prozent Autarkie. Vertreter der beteiligten Unternehmen – Raum-K, Klima-Top, Architekturbüro Diemer, Kling Projektbau, Leppig Energieberatung – sowie Memmingens Oberbürgermeister Jan Rothenbacherwaren vor Ort, um den Beginn dieses zukunftsweisenden Projekts im Gewerbegebiet „Oberer Buxheimer Weg 58“ in Memmingen zu feiern.
10.03.2025
Der Spatenstich markiert den Start für ein Gebäude mit einem Energiekonzept, das mit einer Kombination aus Photovoltaik, Wärmepumpe, Stromspeicher, reversibler Klimadecke, regelbarem thermischen Gebäudemassenspeicher und Lüftungsanlage mit Wärmerückgewinnung eine Autarkie von 95 Prozent erreicht. Der Neubau bietet auf rund 3.500 m² Büro- und Lagerfläche Platz für fünf Unternehmen, die in einer modernen, umweltfreundlichen Umgebung an diesem Standort bis zu 70 Arbeitsplätze schaffen.
Autark mit geregeltem dynamischem Deckenspeicher
Stellen wir uns zwei Wärmequellen vor, die schnelle Deckenheizung, die mit Infrarotstrahlung direkt die Raumhülle und Oberfläche erwärmt und gleichzeitig eine Masse, die viel Wärme speichern kann und diese langsam und bedarfsgerecht wieder abgibt. Werden diese beiden Komponenten kombiniert, so ergibt sich ein System, das die Wärmeversorgung von Gebäuden über einen Zeitraum von 10 Tagen und mehr ermöglicht. Der dynamische Massenspeicher – im Fall des Firmengebäudes ist der Speicher das Gebäude – übernimmt dabei zwei Drittel der Leistung. Die Klimadecke übernimmt ein Drittel der Leistung. Da beide Komponenten mit niedrigen Temperaturen von unter 30° Celsius bei minus 13,1°C Außentemperatur gefahren werden, kann die Versorgung fast zu 100 Prozent aus regenerativen Energiequellen erfolgen. Gleichzeitig ist der CO₂-Ausstoß im Betrieb praktisch null, die Autarkie bis zu 95 Prozent und das bei einer Wirtschaftlichkeit, die im Vergleich zur klassischen fossilen Versorgung unschlagbar ist, da sie mit jedem Jahr besser wird, weil die Brennstoffe als Kostenfaktor entfallen.
Gebäudestandard „Real Zero“ und „2045-Ready“
Der Gebäudestandard „Real Zero“ steht für nahezu vollständige Autarkie: Rund 95 Prozent des Energiebedarfs werden vor Ort erzeugt, der Heiz- und Kühlbetrieb ist CO₂-neutral. Intelligente, akustisch wirksame Deckenheizungen auf 100% der Deckenfläche verlegt, sorgen ganzjährig durch effizientes Kühlen und Wärmen für ein perfektes Raumklima. „Real Zero“ ist in dieser Form ein Paradebeispiel für gesundes, energieeffizientes und damit zukunftsweisendes Bauen.
Nachhaltigkeit auf höchstem Niveau
Das Gebäude verfügt über eine eigene PV-Anlage mit einer Leistung von 270 kWp, einen Stromspeicher mit einer Kapazität von 350 kWh und einen regelbaren thermischen Speicher mit einer Kapazität von 24 MWh in der Gebäudemasse, der netzdienlich genutzt werden kann, indem Überschuss Strom als Wärme gespeichert wird. Die Photovoltaik versorgt gemeinsam mit dem Stromspeicher auch den Fuhrpark der im Gebäude tätigen Unternehmen mit umgerechnet etwa 500.000 Kilometern Fahrleistung pro Jahr. Neben 50 Fahrradstellplätzen stehen selbstverständlich ausreichend PKW-Ladesäulen zur Verfügung, die ein klares Signal für nachhaltige Mobilität setzen. Zum Energiekonzept gehört außerdem ein netzdienlicher Stromspeicher des Allgäuer Betreibers Cell Mind mit einer Kapazität von sieben MWh. Die während der Regelleistung entstehende Abwärme wird im neuen Gebäude ebenfalls genutzt.
Revolutionäre Wärme- und Kühllösung
Eine herausragende Innovation des Gebäudes ist das Raum-K Gebäudeenergiekonzept, das extrem niedrige Heizsystemtemperaturen von ca. 28°C bei minus 13,1°C Außentemperatur ermöglicht. Im Sommer wird das Gebäude mit Hilfe der Klimadecke angenehm und ohne Zugluft gekühlt, sodass ganzjährig eine wohltuende Temperierung gewährleistet ist. Dies sorgt für erhebliche Energieeinsparungen von über 50%, und sichert dadurch langfristig stabile Energiekosten auf niedrigstem Niveau.
„Mit diesem Projekt setzen wir Maßstäbe für nachhaltiges Bauen und schaffen eine Arbeitsumgebung, die nicht nur ökologisch, physiologisch und wirtschaftlich den Erfolg sichern hilft“, so Armin Bühler, Mitinhaber der Klima Top GmbH und Vordenker des innovativen Gebäudekonzeptes.
Sven Lutz, Geschäftsführer von Baufirma Kling Projektbau, erklärt: „Wir sind vom Raum-K Gebäudeenergiekonzept rundum überzeugt, weshalb wir auch unser eigenes neues Firmengebäude in Hermaringen damit ausstatten sowie auch erste Kundenprojekte damit planen und realisieren.
„Die Herausforderung des Bauherrn, maximale Autarkie bei niedrigsten Energiekosten mit optimalem Raum- und Arbeitsklima zu verbinden, haben wir gerne angenommen“, sagt Architektin Tanja Diemer, die die Ansprüche der Raum-K GmbH bezüglich Optik, Raumakustik und Raumklima bzw. Feinstaubreduktion in unterschiedlichen Projekten sehr erfolgreich umgesetzt hat.
Jürgen Leppig, Geschäftsführer der Energieberatung Leppig GmbH erklärt: „Ich habe selten so innovative Menschen erlebt, die nur ein Ziel vor Augen haben: „Real Zero.“
Michael Götz, Leiter Bestandsmanagement der Firma Sonepar Deutschland Region Süd GmbH, sagt anlässlich des Spatenstichs: „Als zukünftiger Mieter profitieren wir im neuen Firmengebäude der Raum-K erheblich von der vollständigen CO₂-Vermeidung und den langfristig niedrigen Energiekosten. Das passt hervorragend zu unserer Unternehmensphilosophie und unseren Werten.“
14 Tage Selbstversorgung durch intelligentes Gebäudeenergiekonzept
Dank des großen regelbaren thermischen Speichers kommt das neue Firmengebäude in der Heizperiode 10 Tage ohne externe Energiezufuhr aus. Die vor Ort produzierte Energie reicht in Verbindung mit der im Gebäude gespeicherten Energie aus, um das Gebäude durchgängig angenehm zu temperieren (Quelle: Fraunhofer Projekt „Windheizung 2.0“).
Bauzeit + Flexibilität
Einzugsdatum ist der 1. Dezember 2025. Das Gebäude liefert den Beweis, dass klimafreundliches Bauen nicht nur möglich ist, sondern den bekannten Bauweisen in jeder Hinsicht überlegen ist. Das Raum-K Gebäudeenergiekonzept lässt sich in allen Gebäudearten realisieren, vom Wohnbau über den Gewerbe- bis zum Industriebau, bzw. vom Neubau über die serielle Sanierung bis zum Denkmalschutz.
