Was geschah in den europäischen Ländern, die zur stündlichen Verrechnung wechselten?

Die Türkei ist in diesem Jahr auf die stündliche Verrechnung umgestiegen. Die meisten Anlagenbetreiber, mit denen wir vor Ort sprechen, beginnen mit derselben Frage: Wie lange geht das so, gewöhnt man sich daran? Ehrlich gesagt ist es zu früh, das mit türkischen Daten zu beantworten. Aber mehrere europäische Länder haben denselben Übergang zwischen 2021 und 2024 vollzogen, und was dort passiert ist, ist dokumentiert.

Dies ist keine Zusammenfassung von Vorschriften. Wir schauen auf Polen, die Niederlande, Ungarn und Belgien/Flandern — und darauf, was diese Fälle für die Türkei nahelegen. Alle Zahlen stammen aus öffentlichen Quellen; eigene Schätzungen haben wir nicht beigemischt.

Polen: Zubau fiel binnen eines Quartals auf ein Viertel

Die klarsten Daten kommen aus Polen. Am 1. April 2022 wechselten Mikroanlagen bis 50 kW vom Net Metering zum Net Billing.

Im Quartal unmittelbar davor wurden rund 1,3 GW Mikroanlagenleistung angeschlossen — etwa 152.000 Anlagen mit durchschnittlich 8,3 kW, also rund 1.700 Installationen pro Tag. Im dritten Quartal desselben Jahres waren es noch 375 MW.

Der Rückgang war kein dauerhafter Einbruch, aber er veränderte das Marktverhalten. Investoren dachten nicht länger "Module aufs Dach, Überschuss ins Netz", sondern schauten auf alles, was den Eigenverbrauch erhöht: Batterien, Wärmepumpen. Zusammen mit dem Förderprogramm Mój Prąd konnten 4-5-kW-Anlagen eine interne Verzinsung im Bereich von 19-25% erreichen. Bei einspeiselastigen Anlagen mit geringem Eigenverbrauch verlängerte sich die Amortisation dagegen um 3 bis 5 Jahre.

Der Unterschied ist wichtig: Net Billing bestrafte nicht den durchschnittlichen Investor, sondern den, der sein Profil nicht steuerte.

Niederlande: Der Markt bepreiste es, bevor die Regel griff

Die niederländische salderingsregeling endet vollständig am 1. Januar 2027; das Gesetz wurde im Dezember 2024 verabschiedet. Der Übergang hat also noch gar nicht stattgefunden.

Der Markt hat trotzdem reagiert. Einige Versorger nennen bereits negative Einspeisetarife — Sie zahlen also dafür, dass Ihr Überschuss abgenommen wird. Für 2025 wird ein Wachstum der Heimspeicher um 140% gegenüber 2024 erwartet, während der Modulzubau zurückging.

Das ist vielleicht der lehrreichste Punkt für die Türkei. **Das Verhalten ändert sich an dem Tag, an dem die Regel feststeht, nicht an dem Tag, an dem sie gilt.** Investoren warten nicht auf 2027; sie positionieren sich heute.

Ungarn: Rückwirkend geschützt, vorwärts hart

Ungarn schaffte Ende 2023 das Net Metering für neue Anlagen ab und ging zur Bruttoabrechnung über: Überschuss wird zu einem regulierten Preis verkauft, der Verbrauch zum Endkundenpreis bezogen.

Ein Detail trägt fast das ganze Gewicht: Anlagen, die vor dem 31. Oktober 2023 in Betrieb gingen, blieben bis 2035 im alten System. Das Inbetriebnahmedatum entschied über ein Jahrzehnt Wirtschaftlichkeit.

Das Ergebnis zeigte sich 2024. Der Zubau im Wohnbereich brach deutlich ein; landesweit endete das Jahr bei 1,41 GW, leicht unter 2023. Die Branche sprach von einem Schock, die Regierung verwies auf eine Amortisation von weiterhin rund zehn Jahren. Beides stimmte teilweise — der Durchschnitt hielt, für den unterdurchschnittlichen Investor sah es anders aus.

Belgien/Flandern: Der Übergang kam vom Gericht

In Flandern kam die Änderung nicht aus einer energiepolitischen Entscheidung. Im Januar 2021 kippte der Verfassungsgerichtshof die Regelung des rückwärtslaufenden Zählers.

Seitdem werden Verbrauch und Einspeisung getrennt gemessen, ein digitaler Zähler ist Pflicht. Bestandsbetreiber erhielten eine einmalige Kompensation, die über 15 Jahre eine Rendite von 5% garantierte.

Die Lehre ist hier institutionell, nicht technisch: **Wann und wie sich das System ändert, liegt nicht immer beim Regulierer.** Ein Investitionsmodell auf die Dauerhaftigkeit einer einzigen Verrechnungsregel zu stützen, heißt, es auf eine Variable zu stützen, die man nicht kontrolliert.

Es geht nicht um die Verrechnung, sondern um den Wert der Mittagsstunden

Was diese vier Länder verbindet, ist nicht die Abrechnungsmethode. Es ist dies: Strom ist genau dann am günstigsten, wenn die Sonne am meisten liefert.

Die Zahlen für 2025 sind deutlich. Stunden mit negativen Preisen erreichten 584 in den Niederlanden, 539 in Deutschland und 509 in Frankreich — in allen drei Fällen Rekorde. Auch Schweden, Belgien und Spanien überschritten jeweils 500 Stunden. Deutschland regelte in jenem Jahr 1.749,7 GWh erneuerbarer Erzeugung ab, rund 25% mehr als 2024; Deutschland, Frankreich und die Niederlande zusammen 3,9 TWh. Spaniens installierte Solarleistung stieg von 9 GW Anfang 2020 auf 32 GW Ende 2025.

Der Wertverlust um die Mittagszeit ist also keine vorübergehende Marktanomalie. Er vertieft sich, je mehr Solarleistung zugebaut wird. Die Verrechnungsregel hat diese Realität nicht geschaffen; sie hat sie nur auf die Rechnung gebracht.

Was auf der C&I-Seite geschah: Speicher ist keine Option mehr

Unser eigenes Segment — gewerbliche und industrielle Standorte — bewegte sich leiser, aber stetiger.

C&I-Speicher wuchs in Europa 2025 um 31% auf 2,3 GWh, das sind 8% des Gesamtmarkts von 27,1 GWh. Bis 2026 lagen die Anschlussquoten von Batterien neben Solar bei rund 20% im gewerblichen und 10% im industriellen Bereich. Zwei Anwendungsfälle dominieren: Eigenverbrauch erhöhen und Leistungspreise kappen.

Dass diese Quoten noch niedrig sind, zeigt: Die Arbeit fängt gerade erst an. Die Richtung ist aber eindeutig.

Was sich für Anlagenbetreiber ändert

Eine Anlage, die auf der Wirtschaftlichkeit monatlicher Verrechnung kalkuliert wurde, behält diese Wirtschaftlichkeit unter einem Stundenregime nicht. Die Amortisationsrechnung muss neu aufgestellt werden — das heißt nicht, dass Module eine schlechte Investition wurden, sondern dass sich die Eingangsgrößen geändert haben.

Die polnischen Daten zeigen, worauf es ankommt: den Eigenverbrauch. Standorte, die den Großteil ihrer Erzeugung selbst nutzen, blieben relativ geschützt. Einspeisende Standorte nicht.

Was sich für einen C&I-Standort ändert

Ihr Verbrauchsprofil ist nicht mehr nur eine Kostenposition, sondern ein Vermögenswert. Wie gut sich Erzeugung und Verbrauch Stunde für Stunde überlagern, wirkt direkt auf den Ertrag.

In den meisten Betrieben ist das zuerst ein Software- und erst danach ein Hardwareproblem. Einen Schichtplan, eine Kühllast oder ein Ladeprogramm gegen das Preissignal zu verschieben, kommt oft vor der Batterieinvestition.

Was sich für Speicherinvestoren ändert

Mit diesen Übergängen wurde aus Speicher weniger "Notstrom" und mehr "Zeitverschiebung". Erzeugung, die mittags an Wert verliert, in den Abend zu verschieben, wurde in Europa zur Hauptstrategie.

Wie diese Rechnung in der Türkei aufgeht, lässt sich noch nicht sagen. In den anderen Märkten sprach für Speicher aber der Preisunterschied, nicht die Versorgungssicherheit.

Was sich in der Technik ändert

Ein Stundenregime verlangt etwas, das Standorte vorher nicht brauchten: eine Entscheidung für jede Stunde, jeden Tag. Von Hand geht das nicht — ein 24-Stunden-Plan muss täglich neu aufgestellt werden, für jeden Standort.

Daraus folgen zwei praktische Punkte. Erstens muss der Plan vor Ort ausgeführt werden; was die Anlage tut, wenn die Cloud-Verbindung abbricht, muss vorher definiert sein. Zweitens ist ein Austausch der bestehenden Installation meist unnötig — diese Entscheidungen lassen sich umsetzen, während Wechselrichter und Logger vor Ort bleiben.

Was die Türkei daraus mitnehmen kann

Der gemeinsame Befund aus vier Ländern: Die Solarinvestition endete in Märkten mit stündlicher Abrechnung nicht, aber **die Wirtschaftlichkeit brach für Investoren, die ihr Profil nicht steuerten.**

Drei konkrete Schlussfolgerungen.

Inbetriebnahmedaten zählen. In Ungarn lagen zwischen zwei sehr verschiedenen Jahrzehnten nur wenige Wochen. Auch in der Türkei verdienen Übergangsregelungen sorgfältige Lektüre.

Die Eigenverbrauchsquote wird entscheidender als die installierte Leistung. Was die polnische Amortisation um 3-5 Jahre verlängerte, war nicht die Anlagengröße, sondern wohin die Erzeugung ging.

Speicher und Stundensteuerung sind in diesen Märkten keine Option mehr. Wir bieten das nicht als Rettung an — wir berichten nur, dass vier Länder in dieselbe Richtung gingen.

Der Unterschied der Türkei zu diesen Ländern: Sie vollzieht den Übergang, während deren Erfahrung bereits sichtbar ist. Das ist kein kleiner Vorteil.

Wie wir diese Entscheidungen vor Ort umsetzen, beschreiben wir auf einer eigenen Seite: Stündliche Verrechnung.