Einspeisevergütung 2026: Warum die Zahl für Investoren nur die halbe Wahrheit ist
- Redaktion Autark
- 4. Aug.
- 12 Min. Lesezeit
Auf einen Blick: Die feste Einspeisevergütung 2026 liegt für neue Dachanlagen bis 10 kWp bei 7,70 ct/kWh (Überschuss) bzw. 12,22 ct/kWh (Volleinspeisung), gültig für Inbetriebnahmen vom 1. August 2026 bis 31. Januar 2027 (Bundesnetzagentur, abgerufen 17.08.2026). Für Investoren zählt aber weniger dieser Satz als die Frage, was eine Kilowattstunde Solarstrom am Markt überhaupt noch wert ist – Stichwort Kannibalisierungseffekt.
Dieser Beitrag dient ausschließlich der allgemeinen Information und stellt keine Anlage-, Steuer- oder Rechtsberatung dar. Er berücksichtigt nicht Ihre persönliche Situation und ist keine Empfehlung zum Kauf oder Verkauf einer Kapitalanlage.
Dieser Artikel richtet sich nicht an Eigenheimbesitzer, die ihren Zählertarif nachschlagen, sondern an Unternehmer und vermögende Privatinvestoren, die Photovoltaik als Sachwert-Baustein im Portfolio prüfen. Der Unterschied ist entscheidend: Wer PV als Kapitalanlage betrachtet, interessiert sich nicht für die Vergütung pro Kilowattstunde, sondern für die Substanz und die Erlösstruktur über 20 Jahre und darüber hinaus.
Worauf es Investoren ankommt: nicht der Cent pro Kilowattstunde, sondern die Erlösstruktur, die Substanz und die Risiken über 20 Jahre und länger.
Inhalt dieses Beitrags
Aktuelle Einspeisevergütung 2026: Wie hoch sind die Vergütungssätze?
2026 gelten für neue Dachanlagen feste Sätze – bis 10 kWp 7,70 ct/kWh (Überschuss) bzw. 12,22 ct/kWh (Volleinspeisung), größere Klassen darunter. Zum 1. Februar 2027 sinken die Sätze erneut um rund 1 %.
Die feste Einspeisevergütung für neue Photovoltaikanlagen ist im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) gestaffelt geregelt und sinkt mit jeder Halbjahresperiode. Für Inbetriebnahmen zwischen dem 1. August 2026 und dem 31. Januar 2027 gelten laut Bundesnetzagentur folgende Vergütungssätze (Betrag pro kWh, je nach Teileinspeisung oder Volleinspeisung):
Anlagenklasse | Teileinspeisung (ct/kWh) | Volleinspeisung (ct/kWh) |
bis 10 kWp | 7,70 | 12,22 |
über 10 bis 40 kWp | 6,66 | 10,24 |
über 40 bis 100 kWp | 5,44 | 10,24 |
Quelle: Bundesnetzagentur, EEG-Fördersätze, abgerufen 17.08.2026. Rechtsgrundlage § 48/§ 49 EEG 2023. Die Werte der Klassen über 40 kW enthalten die im Solarpaket I vorgesehene Erhöhung um 1,5 ct/kWh noch nicht — die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission steht dafür weiterhin aus (Bundesnetzagentur, Stand 17.08.2026).
Teileinspeisung bedeutet, dass nur der nach dem Eigenverbrauch überschüssige Strom ins Stromnetz eingespeist wird. Volleinspeisung bedeutet, dass der gesamte erzeugte PV-Strom ins Netz eingespeist wird. Für Anlagenbetreiber bestimmt diese Wahl die Wirtschaftlichkeit mit.
Die nächste Absenkung greift zum 1. Februar 2027: Nach der gesetzlichen Degression sinken die Sätze erneut um ein Prozent, für Anlagen bis 10 kWp also voraussichtlich auf rund 7,62 ct/kWh (Überschuss) bzw. 12,10 ct/kWh (Volleinspeisung). Diese Werte sind eine Fortschreibung der Degressionsformel und noch nicht amtlich veröffentlicht; maßgeblich ist die Bekanntmachung der Bundesnetzagentur.
Warum sinkt die Einspeisevergütung jedes Halbjahr?
Die Vergütung sinkt planbar um 1 % pro Halbjahr (§ 49 EEG, seit Februar 2024) – nicht durch das Solarspitzengesetz. Der bei Inbetriebnahme fixierte Satz bleibt 20 Jahre bestehen.
Die Einspeisevergütung sinkt planbar um 1 Prozent alle sechs Monate. Seit dem 1. Februar 2024 verringern sich die anzulegenden Werte nach § 49 EEG 2023 zu jedem 1. Februar und 1. August um ein Prozent gegenüber der Vorperiode – für alle danach in Betrieb genommenen Anlagen. Die einmal fixierte Vergütung bleibt dann für die gesamte Förderdauer bestehen (Bestandsschutz). Die Degression betrifft nur neue Anlagen, nicht Bestandsanlagen; eine Vergütungserhöhung ist nicht vorgesehen.
Wichtig zur Einordnung: Diese Degression ist nicht neu und wurde auch nicht durch das Solarspitzengesetz eingeführt. Sie läuft seit Februar 2024 als fester, kalkulierbarer Mechanismus. Das Solarspitzengesetz (in Kraft seit 25. Februar 2025) hat andere Stellschrauben verändert – dazu weiter unten.
Für Investoren ist die Degression die berechenbarste Größe der gesamten Ertragsrechnung: Wer den Inbetriebnahmezeitpunkt kennt, kennt den garantierten Vergütungssatz für 20 Jahre. Diese Planbarkeit ist der eigentliche Wert der festen Einspeisevergütung.
Feste Vergütung oder Direktvermarktung – was zählt für größere Anlagen?
Ab 100 kW ist die Direktvermarktung mit gleitender Marktprämie Pflicht statt fester Vergütung. Dach-Ausschreibungen 2026 liegen bei rund 9–10 ct/kWh, große Freiflächen um 5 ct/kWh.
Ab 100 Kilowatt installierter Leistung ist die feste Einspeisevergütung keine Option mehr: Anlagen über 100 kW müssen ihren Strom verpflichtend direkt vermarkten (§ 21 EEG 2023). Statt eines fixen Satzes erhalten sie den Börsenpreis plus eine gleitende Marktprämie – die Differenz zwischen einem gesetzlich oder per Ausschreibung bestimmten anzulegenden Wert und dem monatlichen Marktwert Solar. So beeinflusst der Marktpreis zunehmend die Höhe der Einspeisevergütung.
Für ausgeschriebene Dachanlagen lag der Höchstwert 2026 bei 10,00 ct/kWh, der durchschnittliche Zuschlagswert der Februar-Ausschreibung bei 9,56 ct/kWh (Bundesnetzagentur). Große Freiflächenanlagen bewegen sich deutlich darunter: Die Ausschreibung im März 2026 ergab im Schnitt 4,94 ct/kWh. Diese Spanne zeigt, wie stark die Erlösbasis von Anlagengröße und Vermarktungsform abhängt.
Das Marktprämienmodell hat einen eingebauten Puffer: Sinkt der Marktwert, steigt die Prämie – die Gesamtvergütung je Kilowattstunde bleibt konstant. Genau dieser Puffer bringt uns zum entscheidenden Thema für jeden PV-Investor.
Was ist der Kannibalisierungseffekt – und warum entwertet Solar seinen eigenen Ertrag?
Je mehr PV gleichzeitig einspeist, desto tiefer fällt der Marktwert Solar. Der Marktwertfaktor sank von 0,756 (2023) auf 0,505 (2025) – ein struktureller Erlösrisiko-Faktor für Investoren.
Der Kannibalisierungseffekt beschreibt, dass Solarstrom umso weniger wert ist, je mehr Solaranlagen gleichzeitig einspeisen. Weil Photovoltaik nahezu keine Grenzkosten hat und alle Anlagen wetterbedingt gleichzeitig produzieren – mittags, im Sommer –, drücken sie in genau diesen Stunden den Börsenpreis. Solar entwertet damit seinen eigenen Ertrag.
Marktwert Solar im Zeitverlauf
Messbar wird das am Marktwert Solar: dem mengengewichteten Durchschnittspreis, den Solarstrom an der Börse erzielt. Er ist 2025 auf 4,51 ct/kWh gefallen (2024: 4,62 ct/kWh) – und das, obwohl der durchschnittliche Börsenpreis (Baseload) im selben Zeitraum auf 8,93 ct/kWh gestiegen ist (Netztransparenz.de / DGS-Auswertung, 15.01.2026). Solarstrom ist also relativ zum Markt billiger geworden, während Strom insgesamt teurer wurde.
Marktwertfaktor Solar: von 0,756 (2023) auf 0,505 (2025). Eine kWh Solar erzielte 2025 nur noch gut die Hälfte des mittleren Börsenpreises.
Jahr | Marktwertfaktor Solar |
2023 | 0,756 |
2024 | 0,582 |
2025 | 0,505 |
Treiber ist die schiere Menge – die Solareinspeisung stieg 2025 auf 74,1 TWh, der PV-Zubau lag bei rund 16,4 GW (Bundesnetzagentur, 08.01.2026).
Der Kannibalisierungseffekt ist kein vorübergehendes Phänomen, sondern ein struktureller Trend – jede Ertragsprognose, die ihn ignoriert, überschätzt die künftigen Markterlöse.
Negative Strompreise und das Solarspitzengesetz: die neue Nullstunde
Negative Preisstunden steigen (573 in 2025). Für Neuanlagen entfällt in diesen Stunden die EEG-Vergütung (§ 51 EEG), wird aber hinten am 20-Jahres-Zeitraum nachgeholt.
Wenn zu viel Strom im Netz ist und die Nachfrage fehlt, kann der Börsenpreis ins Negative fallen. Die Zahl dieser Stunden steigt strukturell: von 301 Stunden im Jahr 2023 über 457 im Jahr 2024 auf 573 Stunden im Jahr 2025 (Bundesnetzagentur/SMARD, 05.01.2026). Das Rekordtief lag am 11. Mai 2025 bei minus 250 €/MWh – und ausgerechnet in solchen Stunden speist Photovoltaik am meisten ein.
Jahr | Stunden mit negativem Preis |
2022 | 69 |
2023 | 301 |
2024 | 457 |
2025 | 573 |
Das Solarspitzengesetz: keine Vergütung bei negativen Preisen
Hier setzt das Solarspitzengesetz an (in Kraft seit 25. Februar 2025). Für neue Anlagen, die ab diesem Datum in Betrieb gehen, entfällt die EEG-Vergütung ab der ersten Viertelstunde mit negativem Börsenpreis – der anzulegende Wert sinkt dann auf null (§ 51 EEG). Als Ausgleich verlängert sich der Förderzeitraum: Die entfallenen Zeiten werden hinten an die Förderdauer angehängt, bei Solar mit einem Faktor von 0,5 (§ 51a EEG).
Zusätzlich dürfen neue Anlagen unter 25 kW ohne intelligentes Messsystem (Smart Meter) nur noch 60 Prozent ihrer installierten Leistung ins Netz einspeisen. Für Bestandsanlagen, die vor dem 25. Februar 2025 in Betrieb gingen, gilt Bestandsschutz. Die Botschaft für Anlagenbetreiber: Das regulatorische Umfeld reagiert bereits auf die Kannibalisierung. Wer heute in Neuanlagen investiert, muss die Nullstunden und die 60-Prozent-Kappung einpreisen – sie stehen in älteren Prospekten oft noch nicht.
Wie verdienen Investoren trotz Kannibalisierung mit Photovoltaik?
Die Rendite entsteht aus mehreren Hebeln – fester Vergütung, Direktvermarktung, Eigenverbrauch und Speicher, Steuergestaltung (§ 7g EStG) und dem Sachwert-Restwert – nicht aus dem Einspeisesatz allein.
Trotz sinkender Marktwerte bleibt Photovoltaik für Investoren interessant – aber die Ertragslogik verschiebt sich weg vom reinen Einspeisesatz hin zu einer breiteren Erlösstruktur. Fünf Hebel bestimmen, ob eine Anlage über ihre Lebensdauer trägt:
Garantierte Einspeisevergütung – planbarer Cashflow über 20 Jahre plus Inbetriebnahmejahr, die berechenbare Erlösuntergrenze.
Direktvermarktung mit Marktprämie – höhere, aber marktabhängige Erlöse mit eingebautem Prämien-Puffer (ab größeren Anlagen).
Eigenverbrauch und Speicher – jede selbst genutzte Kilowattstunde ersetzt teuren Netzstrom (Haushalte mit 3.500 kWh Jahresverbrauch zahlten 2026 bisher durchschnittlich 37,0 ct/kWh – BDEW-Strompreisanalyse, Stand 15.04.2026, Neukundentarife, nicht mengengewichtet; im Gewerbe weniger) und verschiebt Strom aus negativen Preisstunden; das senkt die Börsenabhängigkeit.
Steuerliche Gestaltung (§ 7g EStG) – Investitionsabzugsbetrag und Sonderabschreibung, nur bei echtem Betreiber-Risiko und kein Renditeversprechen.
Substanz und Restwert – die Anlage bleibt ein realer Sachwert, der auch nach Förderende Erträge liefern kann.
Der § 7g EStG erlaubt Betreibern einen Investitionsabzugsbetrag von bis zu 50 Prozent der geplanten Kosten sowie eine Sonderabschreibung von bis zu 40 Prozent – vorausgesetzt, die Gewinngrenze von 200.000 € wird eingehalten und die Anlage wird zu mindestens 90 Prozent betrieblich genutzt. Für viele kleine, nach § 3 Nr. 72 EStG steuerbefreite Anlagen greift dieser Hebel gerade nicht. Das ist steuerlicher Kontext, keine Beratung – die konkrete Anwendbarkeit prüft ein Steuerberater.
EEG 2027: Was sich ab 2027 für Anlagenbetreiber ändert
Am 29. Juli 2026 hat das Bundeskabinett die EEG-Novelle 2027 beschlossen: Für Neuanlagen soll die feste Einspeisevergütung enden und schrittweise in die Direktvermarktung überführt werden. Das Gesetz muss noch durch den Bundestag; geplantes Inkrafttreten ist der 1. Januar 2027.
Der Regierungsentwurf zur EEG-Novelle 2027 samt Netzanschlusspaket wurde am 29. Juli 2026 vom Bundeskabinett beschlossen (Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, BMWE). Das Gesetz muss noch vom Bundestag verabschiedet werden; das geplante Inkrafttreten ist der 1. Januar 2027. Hintergrund ist die EU-Vorgabe, die direkte Förderung neuer Erneuerbaren-Anlagen künftig über zweiseitige Differenzverträge (Contracts for Difference, CfD) auszugestalten.
Kernpunkt: Für Neuanlagen soll die feste Einspeisevergütung enden – Wind, Photovoltaik und Biomasse werden schrittweise an die Direktvermarktung herangeführt. Für kleine Neuanlagen unter 25 kW ist keine dauerhafte Förderung mehr vorgesehen; eine befristete Übergangszahlung soll den Wechsel abfedern. Bestandsanlagen behalten ihre zugesicherte Förderung über die volle Laufzeit – der Systemwechsel betrifft nur Neuanlagen ab 2027.
Geförderte Anlagen werden über Differenzverträge abgesichert: Sinkt der Marktwert unter den Referenzwert, wird die Differenz ausgeglichen; in Hochpreisphasen werden Übergewinne abgeschöpft. Der Entwurf begrenzt das finanzielle Risiko auf höchstens 20 Prozent des Jahresstromertrags (18 Prozent in Windvorranggebieten) und befristet die Differenzverträge auf sechs Jahre. Anlagen ab 100 kW zahlen zudem einen Refinanzierungsbeitrag (§ 20a EEG-Entwurf), wenn ihr Jahresmarktwert über dem Referenzwert liegt; bei rechnerisch negativem Wert entfällt der Beitrag.
Für Neuanlagen mit weniger als 25 Kilowatt ist keine Marktprämie mehr vorgesehen. Das heißt nicht sofort null: Der Entwurf sieht eine befristete Netzbetreiberabnahme mit Marktwertdurchleitung vor – der Betreiber erhält den Jahresmarktwert, höchstens jedoch 10 Cent pro Kilowattstunde (§ 23b des Entwurfs). „Befristet" ist dabei wörtlich gemeint: längstens bis zum Ende des 30. auf die Inbetriebnahme folgenden Kalendermonats (§ 25 Absatz 1a des Entwurfs). Und die Auffanglösung schrumpft mit jedem Jahrgang – nach dem Entwurf gilt sie für Anlagen unter 25 Kilowatt mit Inbetriebnahme 2027, für Anlagen unter 10 Kilowatt mit Inbetriebnahme 2028; für Inbetriebnahmen ab dem 1. Januar 2029 ist sie nicht mehr vorgesehen. Der Unterschied zur heutigen Einspeisevergütung ist damit nicht die Höhe allein, sondern die Planbarkeit: Aus einem über 20 Jahre fixierten Satz wird ein gedeckelter, befristeter Marktwert.
Alle Angaben zum EEG 2027 beziehen sich auf den Regierungsentwurf des BMWE (Kabinettsbeschluss vom 29. Juli 2026) und nicht auf geltendes Recht. Ein Gesetz kann sich im parlamentarischen Verfahren noch erheblich ändern.
Die offene Frage: Förderlücke ab 1. Januar 2027
Die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission für das heutige EEG läuft zum 31. Dezember 2026 aus (Verfahren SA.102084). Das Bundeskabinett hat die Novelle am 29. Juli 2026 beschlossen; bis zum Inkrafttreten müssen ihr aber noch Bundestag, Bundesrat und die EU-Kommission zustimmen. Ein Rechtsgutachten der Kanzlei Raue im Auftrag des Bundesverbands Erneuerbare Energie (22. Juni 2026) beschreibt das Risiko einer Förderlücke ab dem 1. Januar 2027: Ohne rechtzeitige Genehmigung greift das Durchführungsverbot nach Artikel 108 Absatz 3 Satz 3 AEUV, mit Rückforderungsrisiko nebst Zinsen.
Warum 2026 zählt: Für die Wirtschaftlichkeit ist der Zeitpunkt entscheidend. 2026 dürfte das letzte Jahr des klassischen 20-Jahre-Modells mit fester, planbarer Vergütung sein – die beihilferechtliche Genehmigung des heutigen EEG läuft zum 31. Dezember 2026 aus, und die Novelle soll zum 1. Januar 2027 greifen. Für bis Ende 2026 in Betrieb genommene Anlagen ist voller Bestandsschutz vorgesehen. Wer als Unternehmen oder Investor jetzt eine PV-Anlage plant, sollte den Systemwechsel und seine Auswirkungen auf die künftigen Erlöse einpreisen.
Was passiert nach 20 Jahren – und was könnte AgNES ab 2029 ändern?
Nach Förderende laufen Anlagen über Auffangvergütung, Eigenverbrauch, PPA oder Repowering weiter. Ab 2029 soll mit AgNES ein Netz-Kapazitätspreis für Einspeiser kommen – Bestandsanlagen sollen 20 Jahre ausgenommen bleiben. Beschlossen ist noch nichts.
Die Förderung endet nicht mit einem Totalausfall. Nach Ablauf der 20-jährigen Vergütung können Anlagen weiterlaufen: über eine gesetzliche Auffangvergütung (Jahresmarktwert Solar minus Vermarktungspauschale von 0,228 ct/kWh, verlängert bis Ende 2032), über sonstige Direktvermarktung, Eigenverbrauch, langfristige Stromlieferverträge (PPA) oder Repowering. Der Ertrag jenseits der Förderung ist Teil der Investment-Rechnung.
AgNES: Netzentgelte für Einspeiser ab 2029
Am Horizont steht zugleich eine neue Kostenzeile: Mit dem Verfahren AgNES will die Bundesnetzagentur erstmals auch Stromerzeuger an den Netzkosten beteiligen – bislang sind sie entgeltbefreit. Vorgesehen ist ein jährlicher Kapazitätspreis von zunächst voraussichtlich 4 bis 7 Euro pro Kilowatt und Jahr, Start zum 1. Januar 2029. Für Bestandsanlagen sind Ausnahmen für 20 Jahre ab der erstmaligen Inbetriebnahme vorgesehen; Steckersolargeräte und Prosumer sind nicht betroffen (Bundesnetzagentur, vorläufiger Zwischenstand vom 27. Mai 2026).
Wichtig zur Einordnung: AgNES ist kein geltendes Recht und noch nicht einmal ein Entwurf. Der Stand vom 27. Mai 2026 ist ein vorläufiger Zwischenstand; die Bundesnetzagentur schreibt selbst: „Das Verfahren und auch der Meinungsbildungsprozess sind damit nicht abgeschlossen." Ein Festlegungsentwurf soll im Sommer 2026 veröffentlicht und förmlich konsultiert werden, die Rahmenfestlegung ist für Ende 2026 vorgesehen. Auch die 4 bis 7 Euro sind eine Schätzung – die Behörde schreibt „voraussichtlich", nicht „beträgt". Für Investoren in größere Anlagen ist die Richtung dennoch ein Signal: Die Kostenseite wird komplexer, und wer heute mit 20-Jahres-Horizont kalkuliert, sollte künftige Netzentgelte als Szenario mitdenken – mit benannter Unsicherheit, nicht als feste Zeile.
Auf den Punkt: Die feste Einspeisevergütung sichert die Basis. Über die Rendite entscheidet, wie eine Anlage mit Kannibalisierung, Direktvermarktung, Speicher und Weiterbetrieb umgeht – und wer diese Faktoren heute schon einpreist.
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Dieser Beitrag ordnet die Einspeisevergütung strategisch ein. Wer tiefer in die Investoren-Perspektive einsteigen will, findet die Details hier:
Photovoltaik-Direktinvestment im Detail – Struktur, Substanz und Kapitalbindung eines PV-Direktinvestments
Häufige Fragen zur Einspeisevergütung 2026
Wie lange wird die Einspeisevergütung gezahlt?
Die Einspeisevergütung wird für 20 Jahre ab Inbetriebnahme garantiert – genauer: für 20 volle Kalenderjahre zuzüglich des Inbetriebnahmejahres (§ 25 EEG 2023), als Marktprämie, Einspeisevergütung oder Mieterstromzuschlag. Der bei Inbetriebnahme fixierte Satz bleibt über den gesamten Zeitraum bestehen. Nach Ablauf bestehen Anschlussoptionen wie Auffangvergütung, Eigenverbrauch, PPA oder Repowering.
Was bedeutet der Kannibalisierungseffekt für die Rendite einer PV-Anlage?
Der Kannibalisierungseffekt senkt den Marktwert von Solarstrom, je mehr PV einspeist. Der Marktwertfaktor Solar fiel von 0,756 (2023) auf 0,505 (2025). Für Anlagen in der Direktvermarktung bedeutet das tendenziell geringere Markterlöse – ein Faktor, den jede belastbare Ertragsprognose berücksichtigen sollte.
Lohnt sich Volleinspeisung oder Überschusseinspeisung für Investoren?
Das hängt von der Nutzung ab. Volleinspeisung bietet einen höheren festen Satz (bis 10 kWp: 12,22 statt 7,70 ct/kWh, Stand Aug 2026 – Jan 2027), setzt aber voraus, dass kein nennenswerter Eigenverbrauch besteht. Bei hohem Eigenverbrauch ist die Überschusseinspeisung oft wirtschaftlicher. Die Wahl ist vor Inbetriebnahme dem Netzbetreiber zu melden.
Was passiert mit der EEG-Förderung ab 2027?
Der Systemwechsel ist eingeleitet, aber noch nicht endgültig. Das Bundeskabinett hat die EEG-Novelle 2027 am 29. Juli 2026 beschlossen; sie muss noch durch Bundestag und Bundesrat und von der EU-Kommission genehmigt werden (Inkrafttreten geplant 1. Januar 2027). Vorgesehen ist das Ende der festen Einspeisevergütung für Neuanlagen und die Überführung in die Direktvermarktung. Hintergrund: Die beihilferechtliche Genehmigung des geltenden EEG läuft zum 31. Dezember 2026 aus (Verfahren SA.102084); ohne rechtzeitige neue Genehmigung droht laut einem Rechtsgutachten der Kanzlei Raue für den BEE (22.06.2026) eine Förderlücke. Die verbreitete Aussage, Anlagen mit Inbetriebnahme bis 31.12.2026 behielten ihre Förderung in jedem Fall, ist im EEG nicht ausdrücklich normiert, sondern eine juristische Ableitung – sie ist keine Zusicherung.
Wie wird Autark 360 vergütet?
Autark 360 arbeitet auf Honorarbasis. Die Vergütung erfolgt über ein transparentes Honorar, nicht über Provisionen oder Abschlussvergütungen von Produktanbietern. Beratung und Vermittlung sind seit 2019 strikt getrennt.
Wie unabhängig ist die Beratung von Autark 360?
Autark 360 ist an keinen Produktanbieter, keine Bank und keine Fondsgesellschaft gebunden und hat keine Vertriebsvorgaben zu erfüllen. Die Trennung von Beratung und Vermittlung besteht seit 2019: Die Beratung wird über Honorar vergütet und ist damit nicht davon abhängig, ob am Ende ein Abschluss zustande kommt. Zugelassen ist Marco Berardi nach § 34f GewO (alle drei Kategorien, D-F-153-791F-20) und § 34d GewO (D-7MYR-IP0PJ-78).
Investiert Marco Berardi selbst?
Ja. Marco Berardi ist mit einem eigenen Sachwert-Portfolio investiert, darunter rund 7,3 MW installierte Photovoltaik-Leistung. Beraten wird nur, was aus eigener unternehmerischer Erfahrung heraus vertreten wird.
Photovoltaik als Sachwert-Baustein prüfen
Ob eine PV-Beteiligung zu Ihrer Vermögensstruktur passt, hängt von Ihrer Ausgangslage ab – von Liquidität über Steuersituation bis Zeithorizont. Im Strategiegespräch ordnen wir ein, welche Rolle Energie-Direktinvestments in Ihrem Portfolio spielen könnten.
Risikohinweis: Unternehmerische Sachwert- und Beteiligungsinvestments sind mit Risiken bis zum Totalverlust des eingesetzten Kapitals verbunden. Kapitalbindung, eingeschränkte Handelbarkeit und die Abhängigkeit von Markt-, Regulierungs- und Wetterbedingungen sind zu berücksichtigen.
Disclaimer: Dieser Beitrag informiert allgemein über die Rahmenbedingungen der Photovoltaik-Förderung und stellt keine Anlage-, Steuer- oder Rechtsberatung im Einzelfall dar. Genannte Zahlen geben den Stand zum Redaktionszeitpunkt (29.07.2026) wieder; gesetzliche und steuerliche Rahmenbedingungen ändern sich. Die genannten Vergütungssätze gelten für Inbetriebnahmen vom 1. August 2026 bis zum 31. Januar 2027 und wurden am 17.08.2026 anhand der Veröffentlichung der Bundesnetzagentur aktualisiert; der übrige Beitrag hat den Redaktionsstand 29.07.2026. Die EEG-Novelle 2027 wurde am 29. Juli 2026 vom Bundeskabinett beschlossen und befindet sich im weiteren Gesetzgebungsverfahren (Bundestag, Bundesrat, EU-Kommission); alle Angaben dazu beziehen sich auf den Regierungsentwurf und nicht auf geltendes Recht. Historische und modellhafte Werte sind keine Garantie für zukünftige Entwicklungen. Für steuerliche Fragen wenden Sie sich bitte an einen Steuerberater, für Ihre persönliche Situation an einen zugelassenen Berater. Stand: 29.07.2026.
Marco Berardi — Autark 360 GmbH
Marco Berardi begleitet seit mehr als 25 Jahren Unternehmer und vermögende Investoren beim Zugang zu geprüften Energie- und Infrastruktur-Direktinvestments. Als Investor-Strategieberater kuratiert er Deals, statt Produkte zu vermitteln – Beratung und Vermittlung sind seit 2019 getrennt. Zulassungen: §34f GewO (alle 3 Kategorien) D-F-153-791F-20 · §34d GewO D-7MYR-IP0PJ-78 · Amtsgericht Mannheim HRB 711061.
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