Photovoltaik-Ertragsprognose: die Zeilen, die in der Rechnung fehlen
Auf einen Blick Eine Photovoltaik-Ertragsprognose beantwortet eine technische Frage: wie viele Kilowattstunden eine Anlage voraussichtlich erzeugt. Für einen Investor beginnt die Betrachtung erst danach — denn aus Kilowattstunden müssen erst Erlöse werden. Auf der Ertragsseite entscheidet, ob die Zahl ein P50 oder ein P90 ist. Auf der Erlösseite entscheiden fünf Größen, die in Prospektrechnungen regelmäßig fehlen. Dieser Beitrag nennt keine Rendite — er nennt die Größen, ohne die keine zu rechnen ist.
Dieser Beitrag dient ausschließlich der allgemeinen Information und stellt keine Rechts-, Versicherungs-, Steuer- oder Anlageberatung dar. Er berücksichtigt nicht Ihre persönliche Situation und ist keine Empfehlung zum Kauf oder Verkauf einer Kapitalanlage. Die konkrete Einordnung ist eine Frage des Einzelfalls.
Inhalt dieses Beitrags
Photovoltaik kann auch unter den heutigen Marktbedingungen ein unternehmerisches Sachwertinvestment sein. Die Rechnung dahinter ist allerdings anspruchsvoller geworden — und damit werden Auswahl, Prüfung und saubere Annahmen wichtiger.
Dieser Beitrag richtet sich an Unternehmer und vermögende Privatinvestoren, die Photovoltaik als Sachwert prüfen — nicht an Eigenheimbesitzer, die ihre Dachanlage nachrechnen. Auf der Ertragsseite entscheidet der spezifische Ertrag in Kilowattstunden je Kilowatt Peak, mit klarer Bezugsgröße. Auf der Erlösseite entscheiden fünf Größen: Marktwertfaktor, Nullstunden, Degression, künftige Netzentgelte und die Jahre nach dem Förderende. In Prospektrechnungen fehlen sie regelmäßig — oder sie stehen dort mit Werten aus einer Zeit, die vorbei ist.
Was eine Ertragsprognose leistet — und wo die Wirtschaftlichkeitsrechnung anfängt
Eine Photovoltaik-Ertragsprognose beantwortet zunächst eine technische Frage: Wie viel Strom kann eine Anlage voraussichtlich erzeugen? Für einen Investor beginnt die eigentliche Betrachtung erst danach. Denn aus Kilowattstunden müssen Erlöse werden — und aus Erlösen nach Kosten, Finanzierung und weiteren Einflussfaktoren ein wirtschaftlich tragfähiges Investment.
Zwei Fragen, nicht eine
Die beiden Rechnungen beantworten unterschiedliche Fragen, und sie werden im Vertrieb gern zu einer Zahl verschmolzen — genau dabei verschwinden die Annahmen, auf denen beide beruhen.
Ertragsprognose | Wirtschaftlichkeitsberechnung | |
Frage | Wie viele Kilowattstunden erzeugt die Anlage voraussichtlich? | Was ist diese Stromproduktion wirtschaftlich wert? |
Größen | Einstrahlung, Ausrichtung, Neigung, Verschattung, Verschmutzung, Temperatur, Degradation, Überschreitungswahrscheinlichkeit | Vermarktungsform, Marktwertentwicklung, Zeiten negativer Preise, Inbetriebnahmezeitpunkt und Vergütungsregime, laufende Kosten, künftige Netzkosten, regulatorischer Rahmen |
Ergebnis | eine Verteilung in kWh/kWp | eine Zahlungsreihe über die Betrachtungsdauer |
Eine gute Ertragsprognose ist die Voraussetzung für eine belastbare Wirtschaftlichkeitsrechnung. Sie ersetzt sie nicht. Und keine der beiden wird dadurch besser, dass man sie zu einer einzigen Zahl zusammenzieht.
Beide Seiten haben eigene Fallstricke. Die Ertragsseite wirkt physikalisch und damit objektiv. Sie ist es nicht: Wie unten gezeigt, kamen Fachgutachter mit identischen Eingangsdaten auf P50-Werte, deren höchster den niedrigsten um rund 28 Prozent übertraf. Die Erlösseite wiederum hat sich in den letzten drei Jahren stärker verändert als die Technik in zehn.
Wer über 20, 25 oder 30 Jahre rechnet, sollte nicht so tun, als ließen sich sämtliche Erlöse dieser Jahrzehnte heute exakt vorhersehen. Seriosität heißt an dieser Stelle nicht, die Zukunft genau vorherzusagen. Sie heißt, mit vernünftigen Annahmen und Szenarien auf unterschiedliche Entwicklungen vorbereitet zu sein. Woran sich das erkennen lässt: ob eine Rechnung ihre Betrachtungsdauer benennt und begründet. Das Fraunhofer ISE setzt in seiner Stromgestehungskosten-Rechnung für Dach- wie Freiflächenanlagen 30 Jahre technische und finanzielle Lebensdauer an (Studie „Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien“, Juli 2024, Tabelle 2); die steuerliche AfA-Nutzungsdauer beträgt nach der amtlichen AfA-Tabelle dagegen 20 Jahre (BMF, AfA-Tabelle AV, lfd. Nr. 3.1.6). Das sind zwei verschiedene Größen, und eine Rechnung, die sie vermischt, ist an dieser Stelle nicht prüfbar.
Der Unterschied zum Eigenheimbesitzer, der einen Renditerechner bedient, ist dabei nicht nur die Größenordnung — er ist regulatorisch: Ein erheblicher Teil dessen, was Online-Rechner für Kleinanlagen abbilden, gilt für Ihre Anlagenklasse gar nicht. Und umgekehrt.
Ein Beispiel, das den Punkt trägt: Neue Anlagen unter 25 Kilowatt in der Einspeisevergütung oder im Mieterstrom dürfen nur 60 Prozent ihrer installierten Leistung ins Netz einspeisen, solange kein intelligentes Messsystem verbaut und die Ansteuerbarkeit durch den Netzbetreiber nicht erfolgreich getestet ist (§ 9 Abs. 2 S. 1 Nr. 3 EEG 2023). Für Anlagen in der Direktvermarktung gilt das nicht. Für Anlagen mit mehr als 100 Kilowatt gilt ohnehin die Direktvermarktungspflicht (§ 21b Abs. 1 S. 1 in Verbindung mit § 21 Abs. 1 S. 1 Nr. 1 EEG 2023) — feste Einspeisevergütung ist dort keine Option.
Heißt: Eine Prognose, die aus dem Consumer-Markt stammt, rechnet mit Regeln, die Sie nicht betreffen — und lässt die weg, die Sie betreffen. Die folgenden Zeilen gehören in eine Prognose für diese Anlagenklasse.
Hinweis zur Abgrenzung: Die aktuellen Vergütungssätze und ihre Systematik stehen nicht hier, sondern im Beitrag Einspeisevergütung 2026 für Investoren. Dieser Beitrag ordnet ein, was mit diesen Sätzen in einer Ertragsrechnung passiert.
Die Ertragsseite: was eine PV-Anlage je Kilowatt Peak liefert
Der spezifische Ertrag ist die Kennzahl, an der alles hängt: Kilowattstunden pro installiertem Kilowatt Peak und Jahr. Wer sie nennt, ohne die Bezugsgröße dazuzusagen, hat nichts gesagt.
Der spezifische PV-Ertrag: kWh pro kWp
Die Faustformel ist trivial:
Alles Schwierige steckt im zweiten Faktor. Und dort fängt es schon bei der Definition an: Ist die Nennleistung DC (Modulleistung) oder AC (Wechselrichter-/Einspeiseleistung) gemeint? Zwischen beiden liegen bei deutschen Bestandsanlagen rund acht Prozent — das Fraunhofer ISE weist für Ende 2025 rund 118 GWp DC aus und merkt an, die für die Netzeinspeisung maßgebliche AC-Nennleistung liege „ca. 8 % niedriger“. Ein spezifischer Ertrag ohne Angabe der Bezugsgröße ist damit um knapp ein Zehntel unbestimmt, bevor über Standort oder Technik überhaupt gesprochen wurde.
Belastbare Größenordnungen für Deutschland, jeweils mit ihrer Definition:
Bezug | Wert | Was er bedeutet |
Bestand Dachanlagen | 895 Volllaststunden | ÜNB-Trendszenario 2025 für das Jahr 2026, Fraunhofer ISE — mit weiterhin fallender Tendenz |
Bestand Freiflächenanlagen | 864 Volllaststunden | ebd. |
Neue Anlage, unverschattet, südausgerichtet, Einstrahlung 1.270 kWh/m² auf Modulebene, Performance Ratio 85 %, ohne Abregelung | rund 1.080 Volllaststunden | ebd. — eine Rechnung, kein Messwert |
Quelle: Fraunhofer ISE, „Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland“, Abschnitt 16.4, Fassung 05.05.2026 (Werte aus der englischen Fassung gleichen Fassungsdatums entnommen, siehe Quellenapparat).
Eine Volllaststunde entspricht einer Kilowattstunde je Kilowatt Peak. Die drei Zeilen sind nicht dieselbe Größe: Die ersten beiden beschreiben ein Szenario für den Bestand, die dritte eine gerechnete Neuanlage im Optimalfall. Wer sie in eine Reihe stellt, mischt Definitionen — genau der Fehler, den dieser Beitrag weiter unten am Marktwertfaktor vorführt.
Und die Bestandswerte sind ein Bewegtbild, kein Standbild. Dieselbe Publikation wies in ihrer Fassung vom August 2025 noch 922 Volllaststunden für Dachanlagen aus, auf Basis des ÜNB-Trendszenarios 2021. Wer eine Prognose gegen „den ISE-Wert“ prüft, sollte deshalb dazuschreiben, welche Fassung und welches Trendszenario gemeint sind. Ein Wert ohne Fassungsangabe ist an dieser Stelle kein Prüfmaßstab.
Die im Markt kursierende Spanne „800 bis 1.200 kWh/kWp, im Schnitt 1.000“ habe ich an keine Primärquelle binden können. Das heißt nicht, dass sie falsch ist. Es heißt, dass niemand dazusagt, welche Bezugsgröße gemeint ist — DC oder AC, Dach oder Freifläche, Bestand oder Neuanlage, gemessen oder gerechnet. Eine Zahl, deren Definition offen ist, taugt nicht als Prüfmaßstab für Ihre Prognose.
PV-Ertrag nach Standort — die Tabelle und ihre Grenzen
Die Einstrahlung ist der stärkste Standortfaktor. Der Deutsche Wetterdienst misst sie als Globalstrahlung auf die Horizontale:
Kennwert | Globalstrahlung |
Deutschland 2025 | 1.187 kWh/m² — Platz 4 seit Messbeginn 1983 |
Langjähriges Mittel 1991–2020 | 1.086 kWh/m² |
Höchster Jahreswert (2022) | 1.227 kWh/m² |
Niedrigster Jahreswert (1987) | 950 kWh/m² |
Regionale Spanne 2025 | 1.092 (Schleswig-Holstein) bis über 1.280 (Bodensee, Breisgau, Niederbayern) |
Quelle: Deutscher Wetterdienst, „Das Strahlungsjahr 2025“, 23.01.2026 — Jahreswert 2025, Referenzmittel 1991–2020, Höchstwert 2022 und regionale Spanne. Der niedrigste Jahreswert (1987) stammt aus dem DWD-Dekadenbericht „Entwicklung der Globalstrahlung 1983–2020“.
Zwei Punkte, die eine solche Tabelle nicht zeigt.
Erstens: 2025 war ein überdurchschnittliches Jahr — rund 100 kWh/m² über dem 30-Jahres-Mittel. Eine Prognose, die sich auf ein einzelnes gutes Jahr stützt, prognostiziert das Wetter von gestern. Und der langfristige Trend läuft nach oben: Der DWD beziffert den Zuwachs im deutschlandweiten Mittel für den Zeitraum 1983 bis 2020 mit 3,4 kWh/m² pro Jahr (Dekadenbericht) und im Strahlungsjahr-Bericht 2025 für den Zeitraum seit 1991 mit etwa 3 kWh/m² pro Jahr. Zwei Zeiträume, zwei Werte, dieselbe Richtung — wer die Streuung aus der Rohreihe rechnet, vermischt diesen Trend mit dem Rauschen.
Zweitens: Der Standortunterschied ist kleiner, als oft behauptet. Im Markt kursiert, Süddeutschland liefere 20 bis 30 Prozent mehr als der Norden. Die Ertragsdatenbank der EU-Kommission rechnet für zwei repräsentative Standorte bei identischer Neigung von 35 Grad:
Standort | Spezifischer Ertrag |
Kiel | 988 kWh/kWp |
München | 1.139 kWh/kWp |
Quelle: Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS) 5.3, Joint Research Centre der Europäischen Kommission, Datenbasis PVGIS-SARAH3 (2005–2023). Abruf 17.07.2026.
Das sind 15 Prozent, nicht 30. Selbst der Extremvergleich Flensburg gegen München bleibt unter 18 Prozent. Wer den Standortvorteil mit 20 bis 30 Prozent ansetzt, rechnet mit einer Zahl, die es an keinem realen deutschen Standortpaar gibt.
Was ein PV-Rechner kann — und was nicht
Zwischen einem kostenlosen Online-Solarrechner und einem bankfähigen Ertragsgutachten liegen mehrere Größenordnungen. Der Unterschied ist nicht die Genauigkeit der Formel, sondern was überhaupt modelliert wird.
PVGIS, der Ertragsrechner des Joint Research Centre der EU-Kommission, ist kostenlos, ohne Registrierung nutzbar und mit Abstand die transparenteste frei verfügbare Quelle. Was er nach eigener Dokumentation nicht rechnet:
Teilverschattung durch nahe Objekte. Das Geländemodell hat rund 90 Meter Auflösung — Bäume, Gebäude oder die Nachbarreihe der eigenen Anlage kommen darin nicht vor. Das JRC schreibt dazu selbst: „At the moment we have no way of taking this into account.“
Schnee und Verschmutzung.
Bifaziale Module nicht dediziert.
Überschreitungswahrscheinlichkeiten. PVGIS gibt eine Standardabweichung der Ausgangsleistung aus, die nur die Wettervariabilität abdeckt — nicht die Modell- und Datenunsicherheit. Ein P90 müssten Sie selbst ableiten.
Für Systemverluste schlägt PVGIS pauschal 14 Prozent vor — eine Vorgabe, kein Messwert.
Professionelle Simulationswerkzeuge rechnen dagegen auf Stunden- oder Minutenzeitreihen, mit dreidimensionalen Verschattungsmodellen und den Kennlinien der konkreten Module und Wechselrichter. Das ist der demonstrierte Standard in der Fachliteratur — die einschlägigen Berichte behandeln Monatsmittel-Verfahren für bankfähige Gutachten gar nicht erst als Kandidaten.
Was das JRC ausdrücklich nicht sagt: dass PVGIS nur für Vorabschätzungen tauge. Diese Einschränkung kursiert, stammt aber nicht vom JRC — dort steht im Gegenteil „no restrictions on what the results can be used for“. Die Grenzen von PVGIS sind die oben genannten Modellgrenzen, nicht ein pauschales Gütesiegel-Verbot.
P50, P90 — und die Zahl, die im Prospekt steht
Hier ist die wichtigste Frage dieses Abschnitts, und sie hat drei Buchstaben.
Ein Ertragsgutachten liefert keine Zahl, sondern eine Verteilung. Ausgewiesen wird sie über Überschreitungswahrscheinlichkeiten:
P50 — der Median. In der Hälfte aller Jahre wird dieser Wert überschritten, in der anderen Hälfte nicht.
P90 — der Wert, der in 90 Prozent aller Jahre überschritten wird. Er liegt unter dem P50 und ist der konservative Fall.
Definition nach IEA-PVPS Task 13, Report T13-18:2020 „Uncertainties in Yield Assessments and PV LCOE“: „PX: Exceedance probability defined as the X % probability that a certain value will be exceeded.“
Die Gesamtunsicherheit einer Ertragsprognose beziffert derselbe Bericht mit 5 bis 11 Prozent, je nach Datenlage — bei kurzen Zeitreihen auch darüber.
Und dann kommt der Befund, an dem die Größenordnung sichtbar wird. Derselbe Bericht hat einen Vergleichsversuch durchgeführt: Ausgewiesene Fachleute erhielten dieselben detaillierten Eingangsdaten für dieselbe Anlage. Die Autoren fassen es in der Zusammenfassung so: „we demonstrate how seven highly skilled specialists did not arrive at the same result, having been provided the same detailed inputs.“
Für den ausgewerteten Standort — ein Projekt in Bozen (Bolzano, Italien), verschattet durch die umliegenden Berge — gingen fünf dieser Gutachten ein. Die Werte sind deshalb keine deutschen Ertragswerte und nicht mit den Zahlen oben vergleichbar. Worum es geht, ist allein die Streuung zwischen den Gutachtern.
Ihre P50-Ergebnisse lagen zwischen 1.095 und 1.406 kWh/kWp. Der höchste Wert übertrifft den niedrigsten damit um rund 28 Prozent — das ist meine eigene Rechnung aus den beiden Werten, der Bericht nennt keine Prozentzahl. Der Bericht selbst weist eine Standardabweichung von 9,7 Prozent aus; sie bezieht sich auf den Mittelwert der Gutachten von 1.278 kWh/kWp und ist nicht dasselbe wie die Spanne. Die Autoren schreiben dazu: „the YA is not only about the software used, it is mainly about the user.“
Die Unterschiede kamen nicht aus der Software. Sie kamen aus vier Annahmen: welche Einstrahlungsdatenbank, welche Degradationsrate, welcher Unsicherheitsansatz, wie Verschattung und Verschmutzung angesetzt wurden. Vier Stellschrauben — und am Ende steht nicht die Anlage anders da, sondern die Annahme.
Was folgt daraus für Sie? Nicht, dass Ertragsgutachten wertlos wären. Sondern: Eine einzelne Zahl in einem Prospekt ist ohne die Angabe, welches P sie ist und mit welchen vier Annahmen sie entstand, nicht überprüfbar. Und wenn im Prospekt kein P steht, ist es fast immer ein P50 — der Wert, der in der Hälfte aller Jahre unterschritten wird.
Bei der Projektfinanzierung ist ein P90 nach dem Leitfaden der International Finance Corporation (Weltbank-Gruppe) typischerweise gefordert, in Einzelfällen genügt ein P75. Wie streng es wird, hängt am Institut: Das IEA-PVPS-Handbuch beschreibt eine Bandbreite „from relatively lax (P75), to stringent (P90 or P95), to very stringent (P99)“. Einen einheitlichen Standard gibt es nicht — und genau das ist der nächste Punkt.
Es gibt keine Norm dafür
Das ist die unbequeme Erkenntnis dieses Abschnitts: Ich habe die naheliegenden Stellen abgesucht und keine Norm, keinen Standard und keine Verbandsrichtlinie für PV-Ertragsgutachten gefunden.
Die einschlägigen IEC-Normen (61724-1, TS 61724-2, TS 61724-3, TS 63019) regeln Monitoring und Verfügbarkeit — also die Messung im Betrieb, nicht die Prognose davor. IEC TS 61724-3 vergleicht gemessene mit erwarteter Energie, überlässt die Definition der Erwartung aber ausdrücklich den Parteien.
VDI 6012 schließt PV-Parks in der eigenen Inhaltsübersicht ausdrücklich aus: „Fotovoltaik- oder Windparks werden hier nicht betrachtet.“
Der Bundesverband Solarwirtschaft führt keinen Leitfaden dazu.
Und der schärfste Vergleich: Für Windenergie gibt es mit der FGW-Richtlinie TR6 eine publizierte, zitierbare Grundlage für Ertragsgutachten — Zertifizierer bieten „Ertragsgutachten nach TR6“ als benanntes Produkt an. Für Photovoltaik gibt es kein Äquivalent.
Das Nächstliegende, was existiert, ist eine Checkliste aus einem EU-Forschungsprojekt (Solar Bankability, Horizon 2020, Fördervereinbarung 649997) mit vier Blöcken: Einstrahlungsdaten, Ertragsmodellierung, Degradation, Unsicherheit. Sie ist rund zehn Jahre alt, ihre empirische Basis liegt vor der heutigen Modulgeneration — und sie ist eine Projekt-Checkliste, keine Norm. Ihr eigenes Fazit lautet: „The definition of ‚Bankability' varied from bank to bank and an uniform set of criteria did not exist.“
Das ist keine Randnotiz, das ist der Kern. Wenn Ihnen jemand ein Ertragsgutachten als „nach Standard erstellt“ verkauft, fragen Sie nach, welcher Standard gemeint ist — und lassen Sie sich die Fundstelle zeigen. Fragen Sie in jedem Fall die vier Annahmen ab. Die tragen die Prognose, nicht das Etikett.
Die Einflussgrößen — und wie viel sie wirklich ausmachen
Zum Schluss die Größen, um die im Vertrieb am meisten Aufhebens gemacht wird — mit ihrer tatsächlichen Hebelwirkung.
Neigungswinkel
PVGIS errechnet für Deutschland ein Optimum zwischen 37 und 40 Grad, mit nur rund 3 Grad Unterschied zwischen Konstanz und Flensburg. Die kursierenden Angaben „30 bis 35 Grad“ und „30 bis 40 Grad“ widersprechen sich nur scheinbar — sie optimieren verschiedene Ziele (Ertrag je kWp, Stromgestehungskosten oder Ertrag je Grundstücksfläche). Praktisch ist die Frage kleiner, als sie klingt: Eine Abweichung von 10 Grad vom Optimum kostet nur 1 bis 1,7 Prozent — im Band zwischen 25 und 50 Grad bleibt der Verlust unter 1,8 Prozent. Das ist weniger als die Schwankung zwischen zwei Wetterjahren.
Ausrichtung
Südausrichtung maximiert den Ertrag je Kilowatt Peak. Eine Ost-West-Ausrichtung kostet je nach Aufständerung rund 15 bis 26 Prozent Ertrag.
⚠️ Im Markt kursiert, Ost-West gleiche das über einen höheren Marktwert wieder aus, weil sie die Mittagsspitze meidet. Für diese Behauptung gibt es keine belastbare Quelle. Der Referenzmarktwert Solar ist rechtlich ein bundesweiter Einheitswert — es gibt keine nach Ausrichtung differenzierte Vergütung. Die einzige oft zitierte Studie stammt aus 2014, rechnet mit einem Ausbaustand von rund 30 Gigawatt und sagt zur Investorenfrage wörtlich das Gegenteil: „Für einen Investor gibt es jedoch bei heutiger Struktur keinen Anreiz, in Ost/West-Anlagen zu investieren.“
Temperatur
Hohe Modultemperatur senkt den Wirkungsgrad. Der Temperaturkoeffizient hängt an der Zelltechnologie: PERC rund −0,34 %/K, TOPCon −0,28 bis −0,30 %/K, Heterojunction −0,24 bis −0,26 %/K (Herstellerdatenblätter). Bei einer Modultemperatur von 50 °C sind das für ein PERC-Modul rund 8,5 Prozent Momentanverlust.
⚠️ Das ist kein Jahresertragsverlust — der steckt bereits in der Performance Ratio.
Degradation
Das US-amerikanische National Renewable Energy Laboratory hat über 11.000 gemessene Degradationsraten ausgewertet: kristalline Module verlieren im Median 0,5 bis 0,6 Prozent Leistung pro Jahr, im Mittelwert aber 0,8 bis 0,9 Prozent — die Verteilung ist rechtsschief.
⚠️ Herstellergarantien sind kein Erwartungswert. Und: Eine Garantie ist nur so viel wert wie der Hersteller, der hinter ihr steht — mehrere Modulhersteller mit langen Garantieversprechen sind in den letzten Jahren insolvent gegangen.
Der Marktwertfaktor: Solarstrom entwertet seinen eigenen Ertrag
Je mehr Photovoltaik gleichzeitig einspeist, desto weniger ist eine Kilowattstunde Solarstrom wert. Das ist keine Konjunktur, das ist Physik plus Merit-Order — und es ist die wichtigste Zeile in Ihrer Rechnung.
Photovoltaik hat nahezu keine Grenzkosten, und alle Anlagen produzieren wetterbedingt gleichzeitig: mittags, im Sommer. In genau diesen Stunden drücken sie den Börsenpreis. Messbar wird das am Marktwert Solar — dem mengengewichteten Durchschnittspreis, den Solarstrom an der Börse erzielt — und am Marktwertfaktor, dem Verhältnis von Marktwert Solar zum Jahresmarktwert Baseload.
Jahr | Jahresmarktwert Solar | Jahresmarktwert Baseload | Marktwertfaktor |
2023 | 7,200 ct/kWh | 9,518 ct/kWh | 0,756 |
2024 | 4,624 ct/kWh | 7,946 ct/kWh | 0,582 |
2025 | 4,508 ct/kWh | 8,932 ct/kWh | 0,505 |
Quelle: Netztransparenz.de, Jahresmarktwerte nach Anlage 1 (zu § 23a) Nr. 5.3 EEG 2023, Stand 15.01.2026. Marktwertfaktor eigene Berechnung aus den amtlichen Werten.
Lesen Sie die Tabelle von rechts nach links, dann sehen Sie die eigentliche Nachricht: Der Börsenpreis ist 2025 gegenüber 2024 gestiegen — von 7,946 auf 8,932 ct/kWh. Der Marktwert Solar ist im selben Jahr trotzdem gefallen, von 4,624 auf 4,508. Solarstrom ist also nicht billiger geworden, weil Strom billiger wurde. Er ist billiger geworden, obwohl Strom teurer wurde.
Treiber ist die Menge: Die Solareinspeisung stieg 2025 auf 74,1 Terawattstunden, der Zubau lag bei rund 16,4 Gigawatt (netto, Dezemberwerte teilweise geschätzt), die installierte Leistung bei rund 117 Gigawatt (Bundesnetzagentur, 05.01. und 08.01.2026). Das Ausbauziel von 215 Gigawatt bis 2030 erfordert künftig im Schnitt 19,6 Gigawatt pro Jahr — der Effekt wird also nicht kleiner.
Was das für Ihre Prognose heißt: Für Anlagen in der Direktvermarktung ist der Marktwert die Bemessungsgrundlage. Das Marktprämienmodell puffert das teilweise — sinkt der Marktwert, steigt die Prämie, die Gesamtvergütung je Kilowattstunde bleibt konstant. Der Puffer trägt aber nur bis zum Ende der Förderdauer. Danach ist der Marktwert die Erlösseite, ungepuffert. Jede Prognose, die für die Jahre 21 ff. mit dem Baseload-Preis statt mit dem Marktwert Solar rechnet, überschätzt den Ertrag um den Marktwertfaktor.
⚠️ Ein Zahlenfehler, der im Markt breit kursiert. Für 2023 wird häufig ein Marktwertfaktor von 0,84 genannt. Der ist falsch. Er entsteht, weil Netztransparenz zwei verschiedene Solar-Jahreswerte führt: den mengengewichteten Jahresmarktwert nach Anlage 1 Nr. 5.3 EEG 2023 (2023: 7,200 ct/kWh) und den ungewichteten Jahresmittelwert MWSolar(a) nach § 33 EEG 2012 (2023: 8,003 ct/kWh — schlicht das arithmetische Mittel der zwölf Monatswerte). Wer den zweiten Wert nimmt und durch den Baseload teilt, landet bei 0,841. Die Werte für 2024 und 2025 sind aber unstrittig nach der ersten Definition gerechnet. Eine Reihe, die 0,84 → 0,58 → 0,505 zeigt, mischt zwei Definitionen und übertreibt den Absturz. Sauber lautet sie 0,756 → 0,582 → 0,505. Die Landesanstalt für Landwirtschaft Bayern weist denselben Sachverhalt als „−24 % / −42 % / −50 % gegenüber dem Marktdurchschnitt“ aus (Information Solar-012, Stand 26.01.2026).
Das ist kein Detail. Es ist das Muster dieses Beitrags: Eine Zahl, die zu gut in die Geschichte passt, wird selten nachgerechnet.
Nullstunden: wenn der anzulegende Wert auf null fällt
Wenn zu viel Strom im Netz ist, fällt der Börsenpreis ins Negative. Für neue Anlagen entfällt die Vergütung dann grundsätzlich — ab der ersten Viertelstunde.
Die Zahl dieser Stunden steigt strukturell:
Jahr | Stunden mit negativem Day-Ahead-Preis |
2022 | 69 |
2023 | 301 |
2024 | 457 |
2025 | 573 |
Quelle: Bundesnetzagentur / SMARD, Jahresauswertung Strommarkt 2025, 05.01.2026. Das Minimum lag 2025 bei −250,32 €/MWh am 11. Mai, 13–14 Uhr.
Und ausgerechnet in diesen Stunden speist Photovoltaik am meisten ein. Das ist kein Zufall, es ist derselbe Mechanismus wie beim Marktwertfaktor.
Die Rechtsfolge steht im Solarspitzengesetz — amtlich: Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen, BGBl. 2025 I Nr. 51, in Kraft seit 25.02.2025. Für Zeiträume mit negativem Spotmarktpreis sinkt der anzulegende Wert grundsätzlich auf null (§ 51 Abs. 1 EEG 2023). Maßgeblich ist die Viertelstunde — das steht nicht in § 51 selbst, sondern folgt aus der Legaldefinition des Spotmarktpreises in § 3 Nr. 42a EEG 2023.
Als Ausgleich verlängert sich der Vergütungszeitraum um die entfallenen Viertelstunden (§ 51a Abs. 1 EEG 2023). Bei Solar allerdings nur zur Hälfte: Die Anzahl wird mit dem Faktor 0,5 multipliziert und in Volllastviertelstunden umgerechnet (§ 51a Abs. 2 EEG 2023).
Drei Punkte, die in Prospekten regelmäßig falsch stehen:
Die Ab-der-ersten-Viertelstunde-Regel gilt nur für Inbetriebnahmen ab 25.02.2025. Für Anlagen mit Inbetriebnahme oder Zuschlag zwischen 01.01.2023 und 24.02.2025 gilt die alte Fassung (§ 100 Abs. 46 S. 1 EEG 2023). Wer eine Bestandsanlage kauft, kauft ein anderes Regime als der Neubau nebenan.
Der Faktor 0,5 gilt ebenfalls nur ab 25.02.2025 (§ 100 Abs. 46 S. 2 EEG 2023). Ältere Solaranlagen verlängern ungehalbiert.
Der Ausgleich ist kein voller Ausgleich. Die entfallene Zeit kommt hinten dran — 20 Jahre später, halbiert, und zu dem Marktwert, der dann gilt. In einer Barwertrechnung ist eine Viertelstunde im Jahr 2046 nicht dasselbe wie eine Viertelstunde im Jahr 2026. Prognosen, die die Verlängerung als Kompensation gegenrechnen, ohne sie abzuzinsen, schönen.
⚠️ Und die Zeile hat ein Ablaufdatum. Deutschland hat der EU-Kommission im Beihilfeverfahren zum EEG 2023 (SA.102084) zugesagt, die Förderung bei negativen Preisen ab dem 01.01.2027 vollständig einzustellen. Was danach an ihre Stelle tritt, hängt an der EEG-Novelle 2027 — und die ist zum Redaktionsschluss ein vom Kabinett beschlossener Regierungsentwurf, kein geltendes Recht (siehe unten). Eine Prognose, die über 20 Jahre läuft, sollte diese Zeile als Szenario führen, nicht als Konstante.
Die Degression: die einzige wirklich planbare Größe
Die anzulegenden Werte sinken seit dem 1. Februar 2024 alle sechs Monate um 1 Prozent gegenüber der Vorperiode — und zwar für die nach dem jeweiligen Zeitpunkt in Betrieb genommenen Anlagen (§ 49 EEG 2023).
Das ist die gute Nachricht dieses Beitrags: Wer den Inbetriebnahmezeitpunkt kennt, kennt den Vergütungssatz für die gesamte Förderdauer. Die Degression trifft nicht die laufende Anlage, sie trifft den Einstiegszeitpunkt. Einmal fixiert, bleibt der Wert.
Zwei Feinheiten, die in Rechenmodellen gern untergehen:
Es wird auf ungerundeten Werten weitergerechnet (§ 49 S. 2 EEG 2023), ausgewiesen wird auf zwei Nachkommastellen. Wer runden und weiterrechnen lässt, driftet über zehn Perioden messbar ab.
Maßgeblich ist die Inbetriebnahme, nicht das Kalenderjahr. Eine Anlage, die am 31. Juli ans Netz geht, und eine, die am 1. August ans Netz geht, haben über 20 Jahre unterschiedliche Erlöskurven — bei identischer Technik.
Die konkreten Sätze stehen nicht in diesem Beitrag. Sie gehören in den Beitrag zur Einspeisevergütung, und sie haben ein Gültigkeitsfenster von sechs Monaten. Eine Ertragsprognose, die einen Satz nennt, ohne den Inbetriebnahmezeitraum dazuzuschreiben, für den er gilt, ist an diesem Punkt wertlos — unabhängig davon, ob die Zahl stimmt.
AgNES: die Kostenzeile, die noch nicht beschlossen ist
Auf der Kostenseite entsteht gerade eine neue Zeile. Es gibt sie noch nicht — und sie gehört trotzdem in jede Rechnung mit 20-Jahres-Horizont.
Der Anlass ist keine politische Idee, sondern eine Notwendigkeit: Die Stromnetzentgeltverordnung von 2005 tritt aufgrund eines Urteils des Europäischen Gerichtshofs zum 31. Dezember 2028 außer Kraft. Eine Nachfolgeregelung ist zwingend. Die Bundesnetzagentur bereitet sie unter dem Namen AgNes vor. Ein Baustein davon: Erstmals sollen auch Einspeiser an den Netzkosten beteiligt werden — bisher sind Erzeugungsanlagen nach § 15 Abs. 1 S. 3 StromNEV entgeltbefreit, und das ist bis heute geltendes Recht.
Das Verfahren hat sich seit dem Frühjahr zweimal bewegt. Am 27. Mai 2026 stellte die Behörde einen vorläufigen Zwischenstand vor. Seit dem 6. August 2026 liegt ein vollständiger Festlegungsentwurf vor, der förmlich konsultiert wird.
Was der Festlegungsentwurf vom 06.08.2026 sagt:
Stand 25.08.2026 | |
Verfahrensstadium | Festlegungsentwurf in förmlicher Konsultation (Az. GBK-25-01-1#3). Stellungnahmen bis 18.09.2026. Erlass der Festlegung ist „noch im Kalenderjahr 2026“ vorgesehen |
Höhe | kein Betrag mehr. Der Tenor enthält eine Formel für einen bundeseinheitlichen Kapazitätspreis; die Übertragungsnetzbetreiber ermitteln ihn jährlich und veröffentlichen ihn bis zum 15. Oktober für das Folgejahr |
Wer erfasst wird | Betreiber, deren installierte Bruttoleistung laut Marktstammdatenregister 30 kW überschreitet |
Nicht betroffen | Steckersolargeräte sowie Prosumer, die in der Niederspannung mit einem Verbrauch unter 100.000 kWh bereits einen Grundpreisaufschlag leisten |
Bestandsanlagen | Der Bestandsschutz ist jetzt im Tenor verankert: Für Anlagen, die vor der Bekanntgabe in Betrieb genommen wurden — oder für die vor der Bekanntgabe eine endgültige Investitionsentscheidung getroffen wurde und die bis spätestens 04.08.2029 in Betrieb gehen — ist erst „nach Ablauf von 20 Jahren ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme“ zu zahlen |
Maßgeblicher Stichtag | Als Tag der Bekanntgabe ist der 01.01.2027 bestimmt. Bei Ausschreibungen gilt der Gebotstermin als Datum der Investitionsentscheidung; der Nachweis gegenüber dem Netzbetreiber ist bis 31.03.2027 zu führen |
Anwendung | Netzentgelte werden ab dem 01.01.2029 nach dieser Systematik gebildet und abgerechnet |
Dynamische Netzentgelte für Einspeiser | frühestens 2032, möglichst bis 2035 — Ausnahme: Offshore-Wind |
Rechtsform | Entwurf. Keine Festlegung, kein geltendes Recht |
Quelle: Bundesnetzagentur, Pressemitteilung „Bundesnetzagentur startet Konsultation zur Reform der Netzentgeltsystematik Strom“ nebst Festlegungsentwurf GBK-25-01-1#3, 06.08.2026. Abgerufen 19.08.2026.
⚠️ Eine Zahl, die Sie in Angeboten weiterhin finden werden — und die nicht mehr aktuell ist. Die Größenordnung „4 bis 7 Euro pro Kilowatt und Jahr“ stammt aus dem Hintergrundpapier und der Kurzinfo der Bundesnetzagentur vom 27.05.2026 und geht auf ein Rechenbeispiel vom 17.02.2026 zurück, das die Behörde selbst ausdrücklich als „keine Aussage zur späteren tatsächlichen Ausgestaltung“ bezeichnet. Im Festlegungsentwurf vom 06.08.2026 steht kein Betrag mehr, sondern eine Berechnungsformel. Die Zahl ist damit nicht falsch — sie ist datiert. Wer sie ohne dieses Datum ins Modell schreibt, rechnet mit einer Schätzung, die die Behörde inzwischen durch eine Systematik ersetzt hat.
Was folgt daraus für eine Prognose? Nicht, dass die Zeile in einer bestimmten Höhe käme. Und auch nicht, dass eine Anlage sicher befreit wäre.
Beides begegnet Investoren im Markt. Der eine Anbieter preist einen festen Eurobetrag je Kilowatt als gesetzte Größe ins Modell — das setzt mehr voraus, als der Entwurf hergibt, denn er nennt keinen Betrag. Der andere sagt „Bestandsschutz, betrifft uns nicht“ — das trägt weiter als früher, weil der Bestandsschutz jetzt im Tenor steht, es bleibt aber ein Entwurf in laufender Konsultation, und die Stichtage sind scharf: Bekanntgabe 01.01.2027, Inbetriebnahme spätestens 04.08.2029, Nachweis bis 31.03.2027. Ein Entwurf ist keine Kostenzeile. Er ist aber auch kein Freibrief.
In eine Rechnung, die über 2029 hinausreicht, gehört AgNes als Szenario mit Bandbreite — und mit der Angabe, auf welchen Verfahrensstand es sich stützt. Woran sich eine gute Prognose an dieser Stelle erkennen lässt: Sie nennt das Datum des Verfahrensstands, sie prüft die Stichtage gegen den konkreten Inbetriebnahmezeitpunkt, und sie führt beide Richtungen als Szenario. Eine Prognose, in der AgNes gar nicht vorkommt, ist die schwächste der drei Varianten.
Zur Vertiefung: Wie AgNes Stromspeicher trifft — mit dem Bestandsschutz über § 118 Abs. 6 EnWG, der Abgrenzung über die endgültige Investitionsentscheidung und dem eigenen Zeitstrahl für dynamische Netzentgelte — steht im Beitrag Batteriespeicher als Investment.
Stand: 25.08.2026. Dieser Abschnitt beschreibt ein laufendes Verwaltungsverfahren und kann sich kurzfristig ändern — die Konsultationsfrist endet am 18.09.2026.
Nach dem Förderende: die Jahre 21 und folgende
Die Förderung läuft 20 Jahre. Die Anlage nicht. Was danach kommt, ist in vielen Prognosen entweder gar nicht abgebildet oder mit einer Zahl, die zu hoch ist.
Die Förderdauer beträgt 20 Jahre ab Inbetriebnahme (§ 25 Abs. 1 S. 1 EEG 2023). Bei Anlagen, deren anzulegender Wert gesetzlich bestimmt wird, verlängert sich der Zeitraum bis zum 31. Dezember des zwanzigsten Zahlungsjahres — daher die verbreitete Formel „20 Jahre plus Inbetriebnahmejahr“. Für ausschreibungspflichtige Anlagen gilt diese Verlängerung nicht (§ 25 Abs. 1 S. 2 EEG 2023). Wer über Ausschreibung zuschlägt, bekommt exakt 20 Jahre ab Inbetriebnahme — je nach Inbetriebnahmemonat sind das bis zu elf Monate weniger Erlös als in der Faustformel. In einer 20-Jahres-Rechnung ist das keine Rundungsdifferenz.
Danach gibt es mehrere Wege — sonstige Direktvermarktung, langfristige Stromlieferverträge, Eigenverbrauch, Repowering oder die gesetzliche Auffangvergütung für ausgeförderte Anlagen. Letztere ist die konservative Untergrenze und deshalb die, die in die Prognose gehört:
Anspruchsgrundlage: § 19 Abs. 1 Nr. 2 i.V.m. § 21 Abs. 1 S. 1 Nr. 4 EEG 2023. (Häufig wird „§ 21 Abs. 1 Nr. 3“ zitiert — das ist die alte Nummerierung aus dem EEG 2021; Nr. 3 ist heute die Ausfallvergütung, eine völlig andere Norm. Umnummeriert durch das Solarpaket I, BGBl. 2024 I Nr. 151.)
Höhe: Jahresmarktwert Solar abzüglich des von den Übertragungsnetzbetreibern veröffentlichten Abzugsbetrags (§ 53 Abs. 4 S. 1 EEG 2023). Für 2026 beträgt dieser Abzugsbetrag 0,228 ct/kWh (Netztransparenz.de, Abzugsbetrag für ausgeförderte Anlagen 2026).
Halbierung mit Messsystem: Ist die ausgeförderte Anlage mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet, halbiert sich der Abzug auf 0,114 ct/kWh (§ 53 Abs. 4 S. 2 EEG 2023). Diese Zeile fehlt in fast allen Marktdarstellungen.
Befristung: Die Auffangvergütung ist bis zum 31.12.2032 zu zahlen (§ 25 Abs. 2 EEG 2023). Der Zeitraum wurde von 2027 auf 2032 verlängert — durch das Solarpaket I (BGBl. 2024 I Nr. 151, in Kraft 16.05.2024), nicht durch das Solarspitzengesetz.
Anspruchsberechtigt sind Anlagen mit Inbetriebnahme vor dem 01.01.2021 und bis 100 kW (§ 100 Abs. 7 EEG 2023).
Der entscheidende Punkt für Ihre Rechnung: Wer heute in eine Neuanlage investiert, dessen Förderung endet frühestens 2046. Die Auffangvergütung läuft 2032 aus. Sie ist für eine heute gebaute Neuanlage damit keine Anschlussoption — sie ist ein Beleg dafür, dass die Post-EEG-Erlösseite politisch gesetzt und befristet ist. Wer für das Jahr 21 einen Erlös vorrechnet, rechnet mit einem Rechtsrahmen, der noch nicht existiert.
Und der Rahmen davor ist in Bewegung. Die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission für das geltende EEG (Verfahren SA.102084, Beschluss vom 21.12.2022) läuft zum 31.12.2026 aus. Eine Novelle, die den Förderrahmen ab 2027 regelt, hat das Bundeskabinett am 29.07.2026 beschlossen; der Regierungsentwurf ist dem Bundesrat am 14.08.2026 als besonders eilbedürftig zugeleitet worden (BR-Drs. 470/26 für das EEG, BR-Drs. 471/26 für das Netzanschlusspaket, Art. 76 Abs. 2 S. 4 GG). Beraten ist er dort zum 25.08.2026 noch nicht — die nächste Plenarsitzung des Bundesrates ist der 25. September 2026 —, und der Bundestag ist noch nicht befasst. Ein Regierungsentwurf ist kein geltendes Recht; ein neues beihilferechtliches Genehmigungsverfahren ist im Register der EU-Kommission zum 25.08.2026 nicht auffindbar — das Register listet allerdings nur entschiedene Fälle, eine bereits erfolgte Notifizierung wäre dort nicht sichtbar.
Drei Punkte aus dem Regierungsentwurf gehören in eine Ertragsrechnung — alle als Entwurf, keiner als geltendes Recht:
Refinanzierungsbeitrag (§ 21d EEG-E). Betreiber von Anlagen ab exakt 100 Kilowatt sollen für Kalenderjahre, in denen der Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert liegt, einen Beitrag an den Netzbetreiber zahlen. Das ist die Gegenrichtung zur Marktprämie und verändert die Erlöskurve nach oben hin. Ergänzend sieht § 21e EEG-E einen einmaligen, dauerhaften Verzicht auf die Förderung vor, mitzuteilen bis zum Ablauf des zehnten Kalenderjahres nach Inbetriebnahme.
Bestandsanlagen (§ 100 Abs. 1 EEG-E). Für Strom aus Anlagen, die vor dem 01.01.2027 in Betrieb genommen wurden — oder deren anzulegender Wert in einem Gebotstermin davor ermittelt wurde — soll das am 31.12.2026 geltende Recht weitergelten. Der Refinanzierungsbeitrag greift damit im Grundsatz nicht für den Bestand. (Die Ausnahmen in den Folgeabsätzen des § 100 habe ich nicht im Einzelnen durchgeprüft.)
Netzanschlussbegrenzung auf 70 Prozent. Für Freiflächenanlagen, die ab dem 01.01.2027 angeschlossen werden, soll der Anspruch auf Netzanschluss nur mit einer Begrenzung der maximalen Wirkleistungseinspeisung am Netzverknüpfungspunkt auf 70 Prozent der installierten Leistung bestehen. Diese Regelung steht nicht im EEG-Entwurf, sondern im Netzanschlusspaket (BR-Drs. 471/26) — es sind zwei getrennte Gesetzentwürfe, und das wird im Markt regelmäßig vermengt. Für eine Ertragsprognose ist es die unmittelbarste der drei Zeilen: Sie wirkt nicht auf den Preis, sondern auf die eingespeiste Menge.
Ein Punkt weist in die andere Richtung: Das Ausschreibungsvolumen für Freiflächenanlagen soll nach § 28a Abs. 2 EEG-E von 2027 bis 2032 auf jeweils 14.000 Megawatt steigen (bisher 9.900 Megawatt). Für diese Anlagenklasse ist das eine Ausweitung des Zugangs, keine Verengung.
Die Novelle im Ganzen — Systematik, Verfahrensgang und was sie über den hier behandelten Ausschnitt hinaus ändert — behandle ich gesondert.
Für Investoren ist der Verfahrensstand die offene Timing-Frage des Jahres — und seine Darstellung ist eine Einordnung des Rechtsrahmens, keine Rechtsberatung. Woran sich das in einer Prognose erkennen lässt: ob die Jahre ab 2027 als Szenario mit Bandbreite geführt werden, ob dazugeschrieben ist, auf welchen Verfahrensstand mit welchem Datum sich das stützt, und ob EEG-Entwurf und Netzanschlusspaket auseinandergehalten werden.
Sieben Fragen an jede Ertragsprognose
Sie brauchen kein Energiewirtschaftsstudium, um eine Prognose zu prüfen. Sie brauchen sieben Fragen. Wenn eine davon nicht sauber beantwortet wird, wissen Sie genug.
Ist die genannte Zahl ein P50 oder ein P90 — und auf welche Nennleistung bezogen, DC oder AC? Steht kein P dabei, ist es fast immer ein P50: der Wert, der in der Hälfte aller Jahre unterschritten wird. Die DC/AC-Frage verschiebt das Ergebnis um rund zehn Prozent.
Welche vier Annahmen stecken im Gutachten? Einstrahlungsdatenbank, Degradationsrate, Unsicherheitsansatz, Verschattung und Verschmutzung. Genau diese vier erklären im Vergleichsversuch der IEA-PVPS den Abstand von rund 28 Prozent zwischen dem höchsten und dem niedrigsten P50 — bei identischen Eingangsdaten.
Mit welchem Marktwertfaktor rechnen Sie — und für welche Jahre? Wird ein konstanter Wert über 20 Jahre unterstellt? Wird für die Zeit nach der Förderung mit dem Baseload-Preis statt mit dem Marktwert Solar gerechnet?
Wie viele Nullstunden sind eingepreist, und was passiert ab 2027? Wird die Verlängerung nach § 51a als voller Ausgleich gegengerechnet — oder abgezinst und halbiert?
Für welchen Inbetriebnahmezeitraum gilt der angesetzte Vergütungssatz, und ist die Anlage ausschreibungspflichtig? Ein Satz ohne Gültigkeitsfenster ist keine Angabe. Und bei Ausschreibung entfällt das „plus Inbetriebnahmejahr“.
Welche Netzkosten für Einspeiser sind angesetzt — und ist der Bestandsschutz als sicher eingepreist? Beide Extreme sind falsch: eine feste Zahl im Modell ebenso wie „betrifft uns nicht, Bestandsschutz“. AgNES ist ein vorläufiger Zwischenstand. Ein Szenario mit Bandbreite und benanntem Verfahrensstand ist die ehrliche Antwort.
Woher kommt jede Zahl, und von wann ist sie? Quelle und Stand, Zeile für Zeile. Eine Prognose ohne Quellenapparat ist eine Meinung mit Nachkommastellen.
Und eine achte, die keine Rechenfrage ist: Wer hat die Prognose erstellt, und was verdient er, wenn Sie investieren? Ein Ertragsgutachten, das vom Verkäufer beauftragt wurde, ist deshalb nicht falsch. Es ist nur nicht neutral, und Sie sollten wissen, welches von beiden Sie in der Hand halten. Da ich für PV-Ertragsgutachten keine Norm gefunden habe, an der sich das objektiv messen ließe, ist diese Frage keine Höflichkeitsverletzung — sie ist der einzige verbleibende Prüfstein.
Konservativ rechnen, positiv investieren
Eine kritische Prüfung ist kein Argument gegen Photovoltaik. Sie ist ein Argument für bessere Photovoltaik-Investments.
Photovoltaik bleibt ein hochinteressanter Baustein für Unternehmer und vermögende Investoren, die langfristig in reale Energieinfrastruktur und Sachwerte investieren möchten. Gerade deshalb gilt: Investitionsentscheidungen sollten nicht auf möglichst attraktiven Prognosen beruhen, sondern auf möglichst belastbaren.
Unternehmerisches Investieren heißt immer, Chancen und Risiken zusammen zu betrachten. Weder Risiken zu dramatisieren noch Chancen schönzurechnen. Es geht darum, zu verstehen, was passieren muss, damit eine Investition funktioniert — und wie robust sie bleibt, wenn einzelne Annahmen nicht eintreten.
Deshalb steht bei der Prüfung eines Investments nicht die größte Renditezahl vorn, sondern die Qualität des Projekts: die Verträge, die technischen Grundlagen, die wirtschaftlichen Annahmen und die Menschen hinter dem Projekt.
Diese Perspektive ist keine theoretische. Marco Berardi ist selbst als Unternehmer und Investor in Sachwerten engagiert, darunter rund 7,3 MW installierte Photovoltaik-Leistung mit einem Investitionsvolumen von etwa 12,1 Mio. €. Wer selbst investiert, hinterfragt Annahmen nicht, um ein Investment schlechtzureden — sondern um am Ende mit größerer Überzeugung investieren zu können.
Nicht die höchste Prognose macht ein gutes Investment. Eine nachvollziehbare Prognose macht eine gute Investitionsentscheidung überhaupt erst möglich. Und genau darin liegt die Chance der Photovoltaik: Wer professionell auswählt, konservativ kalkuliert und langfristig unternehmerisch denkt, kann aus der Energiewende reale Sachwertinvestitionen mit Substanz machen.
Weiterlesen
Photovoltaik-Direktinvestment im Detail — Struktur, Substanz und Kapitalbindung eines PV-Direktinvestments
Vermögensaufbau mit erneuerbaren Energien — die Rolle von Energie-Sachwerten in der Vermögensstruktur
Einspeisevergütung 2026 für Investoren — die aktuellen Sätze, die Degressionssystematik und der Rechtsrahmen
Batteriespeicher als Investment — wie AgNES Speicher trifft, und warum Speicher am Kannibalisierungseffekt verdienen statt unter ihm zu leiden
Häufige Fragen
Was gehört in eine Photovoltaik-Ertragsprognose?
Auf der Ertragsseite: der spezifische Ertrag in Kilowattstunden je Kilowatt Peak mit klarer Bezugsgröße (DC oder AC), die Einstrahlungsdatenbank, die Degradationsannahme und die Angabe, welches P die Zahl ist. Auf der Erlösseite: Marktwertfaktor, Nullstunden, Degression, künftige Netzentgelte und die Jahre nach dem Förderende. Fehlt eine dieser Zeilen, ist die Prognose nicht falsch — sie ist unvollständig.
Was bedeuten P50 und P90 bei einer PV-Ertragsprognose?
Ein Ertragsgutachten liefert keine einzelne Zahl, sondern eine Verteilung. P50 ist der Median: In der Hälfte aller Jahre wird der Wert unterschritten. P90 wird in 90 Prozent der Jahre überschritten und ist damit der vorsichtigere Wert. Steht im Prospekt kein P, ist es fast immer ein P50. Banken verlangen bei der Projektfinanzierung typischerweise ein P90 (IFC-Leitfaden).
Welche Rendite ist bei einem Solarpark realistisch?
Das lässt sich seriös nicht pauschal beantworten, und jede Zahl an dieser Stelle wäre eine Anlageempfehlung — die dieser Beitrag ausdrücklich nicht gibt. Die Rendite hängt an Zuschlag oder PPA, Standort, Kostenstruktur und Regulierung. Belastbar ist nicht die Renditezahl, sondern die Frage, welche Zeilen in der Rechnung stehen und mit welchem Stand.
Was ist der Unterschied zwischen Ertragsprognose und Wirtschaftlichkeitsrechnung?
Die Ertragsprognose sagt, wie viele Kilowattstunden eine Anlage erzeugt. Die Wirtschaftlichkeitsrechnung sagt, was diese Kilowattstunden nach Kosten, Steuern und Finanzierung einbringen. Eine gute Ertragsprognose ist die Voraussetzung für eine belastbare Wirtschaftlichkeitsrechnung — ersetzt sie aber nicht. Werden beide zu einer Zahl verschmolzen, verschwinden die Annahmen, auf denen sie beruht.
Wie wird Autark 360 vergütet?
Unter AUTARK 360 arbeite ich honorarbasiert. Ich werde über ein transparentes Honorar vergütet, nicht über Provisionen oder Abschlussvergütungen von Produktanbietern.
Wie unabhängig ist die Beratung von Autark 360?
Ich bin an keinen Produktanbieter, keine Bank und keine Fondsgesellschaft gebunden und habe keine Vertriebsvorgaben. Meine Beratung wird über Honorar vergütet und hängt nicht davon ab, ob am Ende ein Abschluss zustande kommt; Beratung und Vermittlung halte ich seit 2019 getrennt. Zugelassen bin ich nach § 34f GewO (alle drei Kategorien, D-F-153-791F-20) und § 34d GewO (D-7MYR-IP0PJ-78).
Investiert Marco Berardi selbst?
Ja. Ich bin mit einem eigenen Sachwert-Portfolio investiert, darunter rund 7,3 MW installierte Photovoltaik-Leistung bei einem Investitionsvolumen von 12,1 Mio. €. Ich berate nur zu dem, was ich aus eigener unternehmerischer Erfahrung heraus vertreten kann.
Ihr nächster Schritt
Photovoltaik trägt — wenn die Rechnung dahinter trägt
Ob eine Ertragsprognose trägt, entscheidet sich an den Fragen oben: welches P, welche vier Annahmen, welcher Marktwertfaktor, welche Nullstunden, welches Gültigkeitsfenster, welche Netzkosten, welche Quelle. Diese Fragen gehören vor die Entscheidung, nicht danach. Wer sie stellen will, findet hier einen Gesprächspartner — über die Bedingungen, unter denen ein Energie-Direktinvestment trägt, nicht über ein Ergebnis.
Risikohinweis & Disclaimer
Risikohinweis: Unternehmerische Sachwert- und Beteiligungsinvestments sind eine unternehmerische Anlage. Wie bei jeder unternehmerischen Beteiligung sind die Erträge nicht garantiert, und die Risiken können im ungünstigsten Fall bis zum Totalverlust des eingesetzten Kapitals reichen. Kapitalbindung, eingeschränkte Handelbarkeit und die Abhängigkeit von Markt-, Regulierungs- und Wetterbedingungen sind zu berücksichtigen.
Disclaimer: Dieser Beitrag informiert allgemein über die Größen einer Photovoltaik-Ertragsrechnung und stellt keine Rechts-, Versicherungs-, Steuer- oder Anlageberatung dar. Er enthält bewusst keine Rendite-, Ergebnis- oder Modellrechnungszahl. Die genannten Ertragswerte sind Kennzahlen aus veröffentlichten Quellen und keine Prognose für eine konkrete Anlage — der spezifische Ertrag hängt an Standort, Ausführung und Wetter und ist ohne Angabe der Bezugsgröße (DC oder AC) und der Überschreitungswahrscheinlichkeit (P50/P90) nicht vergleichbar. Genannte Zahlen geben den Stand zum Redaktionszeitpunkt (25.08.2026) wieder; gesetzliche und regulatorische Rahmenbedingungen ändern sich. Die Angaben zum Festlegungsverfahren AgNes geben den Festlegungsentwurf der Bundesnetzagentur vom 06.08.2026 wieder — ein Entwurf in laufender Konsultation (Frist 18.09.2026), kein geltendes Recht und keine Festlegung. Geltendes Recht ist unverändert § 15 Abs. 1 S. 3 StromNEV. Die EEG-Novelle 2027 und das Netzanschlusspaket sind vom Bundeskabinett am 29.07.2026 beschlossene Regierungsentwürfe; sie sind dem Bundesrat am 14.08.2026 zugeleitet, dort zum 25.08.2026 nicht beraten (nächste Plenarsitzung 25.09.2026), und der Bundestag ist nicht befasst. Sie sind kein geltendes Recht. Die beihilferechtliche Genehmigung des geltenden EEG läuft zum 31.12.2026 aus; ein neues Genehmigungsverfahren war im Register der EU-Kommission zum 25.08.2026 nicht auffindbar. Historische 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. Die konkrete Einordnung ist eine Frage des Einzelfalls. Stand: 25.08.2026.
Über den Autor
Marco Berardi — Autark 360 GmbH
Marco Berardi begleitet seit über 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 · LinkedIn: marco-berardi · beratung@autark360.de
Kommentare