Solarpark kaufen: Was heute über ein gutes Investment entscheidet
Auf einen Blick: Ein Solarpark bleibt ein Sachwert mit realer Substanz — die Spielregeln haben sich allerdings verschoben. Über den Erfolg entscheiden heute weniger Kaufpreis und Ertragsprognose allein, sondern Stromvermarktung, Erlösabsicherung, Speicher, Finanzierung und der regulatorische Rahmen. Der Neubau kostet 700 bis 900 Euro je Kilowatt Peak, mit Speicher rechnerisch rund 970 bis 1.300 (Fraunhofer ISE, Stand 2024). Der Kaufpreis eines bestehenden Parks folgt daraus nicht: Über ihn entscheidet die Erlösstruktur.
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.
Inhalt dieses Beitrags
Noch vor wenigen Jahren standen bei einem Solarpark meist drei Größen im Mittelpunkt: EEG-Vergütung, Ertragsprognose, Kaufpreis. Wer diese drei kannte, hatte die Rechnung im Wesentlichen beisammen.
Heute entscheiden andere Faktoren darüber, ob aus einer guten Anlage auch ein gutes Investment wird — Stromvermarktung, Marktwert Solar, Speicherintegration, Finanzierung und der regulatorische Rahmen. Für Investoren heißt das nicht, Photovoltaik infrage zu stellen. Es heißt, genauer hinzusehen.
Dieser Beitrag richtet sich nicht an Eigenheimbesitzer mit einer Dachanlage, sondern an Unternehmer und vermögende Privatinvestoren, die einen Solarpark als Sachwert-Baustein prüfen. Der Unterschied ist wesentlich: Wer in einen Solarpark investieren will, erwirbt eine Erlösstruktur über zwanzig Jahre und länger — mit realer Substanz und mit realen Risiken. Beides gehört vor den Kaufvertrag, nicht danach.
Was heißt „einen Solarpark kaufen“?
Hinter „Solarpark kaufen“ stehen zwei sehr unterschiedliche Wege — der Kauf der ganzen Anlage und die Beteiligung an ihr. Beide führen zu Eigentum an einem Sachwert, unterscheiden sich aber in Kapitaleinsatz, Kontrolle und Haftung grundlegend.
Ein Solarpark ist eine Freiflächen-Photovoltaikanlage, meist im Megawatt-Bereich, auf gepachtetem oder gekauftem Grund. Wer einen solchen Park erwerben möchte, hat im Kern zwei Möglichkeiten:
Direkterwerb der gesamten Anlage. Der Park wird als Ganzes erworben — entweder schlüsselfertig von einem Projektierer oder als Bestandsanlage aus zweiter Hand. Der Käufer wird Betreiber mit vollem Ertrag und trägt zugleich das unternehmerische Risiko, den Betrieb und die Pflichten aus dem EEG.
Beteiligung an einem Solarpark. Erworben werden Anteile an der Gesellschaft, die den Park hält und betreibt — auch an bereits seit Jahren laufenden Anlagen, nicht nur an Neuprojekten. Der Kapitaleinsatz ist niedriger, Betrieb und Verwaltung liegen bei der Gesellschaft; dafür gibt der Investor Kontrolle ab und bindet sich an deren Struktur und Konditionen. Eine solche Solarpark-Beteiligung ist ein unternehmerisches Investment mit den Chancen und Risiken einer Miteigentümerstellung.
Beide Wege machen Photovoltaik als Kapitalanlage greifbar, sie sind aber nicht dasselbe Produkt und nicht für dieselbe Ausgangslage gedacht. Welche Form passt, hängt von Kapital, gewünschter Kontrolle, Haftungsappetit und Zeithorizont ab — und ist eine Frage, die vor der Anbieter-Auswahl steht, nicht danach.
Was sich am Markt verändert hat
Photovoltaik ist heute die günstigste Erzeugungsform im Zubau, und die Ausschreibungsvolumina sollen deutlich steigen. Zugleich hat sich verschoben, woraus ein Park seine Erlöse zieht. Genau darin liegt der Unterschied zwischen einer guten Anlage und einem guten Investment.
Drei Entwicklungen prägen den Markt, in dem heute gekauft wird:
Erstens: Der Wettbewerb um die Förderung ist enger geworden. Freiflächenanlagen ab einem Megawatt ersteigern ihren anzulegenden Wert in Ausschreibungen der Bundesnetzagentur. Beim Gebotstermin am 1. Juli 2026 lag der mengengewichtete durchschnittliche Zuschlagswert bei 4,79 ct/kWh, die Zuschläge bewegten sich zwischen 4,38 und 4,97 ct/kWh; die Runde war mit einer Deckungsrate von 148,51 Prozent deutlich überzeichnet (Bundesnetzagentur, Statistik beendeter Ausschreibungen, Stand 18. August 2026). In der Vorrunde am 1. März 2026 lag der Durchschnitt noch bei 4,94 ct/kWh, das niedrigste bezuschlagte Gebot bei 3,99 ct/kWh. Die Werte bewegen sich nach unten, und die Spanne zwischen dem niedrigsten und dem höchsten Zuschlag hat sich von 1,11 auf 0,59 Cent verengt. Für Käufer heißt das: Der Zuschlagswert eines Parks ist ein eigenständiger Wertfaktor — zwei baugleiche Anlagen mit unterschiedlichem Zuschlag sind nicht gleich viel wert.
Zweitens: Solarstrom wird nicht mehr gleichmäßig bezahlt. Je mehr Photovoltaik gleichzeitig einspeist, desto niedriger fällt der Preis, den eine Solar-Kilowattstunde in dieser Stunde an der Börse erzielt — der sogenannte Kannibalisierungseffekt. Wie stark das über zwanzig Jahre wirkt und warum es kein vorübergehendes Phänomen ist, ordne ich im Beitrag zur Einspeisevergütung für Investoren ein; dort stehen die EEG-Vergütungssätze und der Marktwertfaktor im Detail. Wie groß die Unterschiede innerhalb eines Jahres sein können, zeigt der Monatsmarktwert Solar 2026: Er lag im Januar bei 11,019 ct/kWh und im April bei 1,317 ct/kWh (Netztransparenz, Stand 10. August 2026). Dazu kommen Stunden mit negativen Börsenpreisen — 457 Stunden im Jahr 2024, 573 Stunden im Jahr 2025 (Bundesnetzagentur, Auswertungen zum Strommarkt vom 3. Januar 2025 und 5. Januar 2026).
Drittens: Genau deshalb rücken Speicher und Vermarktung ins Zentrum. Wenn der Wert einer Kilowattstunde davon abhängt, wann sie eingespeist wird, dann wird die Fähigkeit, sie zeitlich zu verschieben, zu einem Erlösfaktor. Der Projektierer Belectric (rund 6 Gigawatt realisierte Projekte) hält reine Freiflächenanlagen ohne Speicher in Deutschland derzeit für schwer darstellbar und bezeichnet Hybridanlagen mit Speicher als attraktiv; in Deutschland baue das Unternehmen aktuell keine reinen Solarprojekte (pv magazine, 6. Juli 2026). Das ist ein Marktkommentar und keine Aussage über eine konkrete Anlage — aber es ist die Art von Signal, die in eine Kaufprüfung gehört. Wie ein Speicher wirtschaftlich funktioniert und was er am Risikoprofil verändert, steht im Beitrag zum Batteriespeicher-Investment.
Was daraus folgt, ist keine Absage an Photovoltaik. Sinkende Marktwerte, negative Preisstunden und ein sich ändernder Rechtsrahmen sind keine Argumente gegen die Anlageklasse. Sie zeigen, welche Eigenschaften ein Park heute mitbringen muss: eine belastbare Erlösstruktur, einen guten Standort, saubere Verträge — und, je nach Auslegung, die Fähigkeit, Strom zeitlich zu verschieben. Nicht jeder Solarpark erfüllt das. Genau darin liegt die Chance für Investoren, die auswählen, statt zu nehmen, was angeboten wird.
Was kostet ein Solarpark?
Für den Neubau gibt es eine belastbare Bandbreite: 700 bis 900 Euro je Kilowatt Peak, also rund 0,7 bis 0,9 Millionen Euro je Megawatt. Für den Kauf eines bestehenden Parks gibt es keinen veröffentlichten Preis — und das ist kein Zufall, sondern die Natur der Sache.
Die einzige Zahl, die sich hier an eine Primärquelle binden lässt, sind die spezifischen Anlagenkosten. Das Fraunhofer ISE beziffert sie für Freiflächenanlagen über 1 Megawatt Peak auf 700 bis 900 Euro je Kilowatt Peak, netto, Stand 2024. Zum Vergleich in derselben Tabelle: große Dachanlagen liegen bei 900 bis 1.600 Euro, kleine Dachanlagen bei 1.000 bis 2.000 Euro je Kilowatt Peak. Der Solarpark ist die günstigste Bauform — und rechnet deshalb auch mit den niedrigsten Erlösen.
Drei Einschränkungen gehören zu dieser Zahl, sonst führt sie in die Irre:
Erstens: Das sind Baukosten, kein Kaufpreis. Die Bandbreite beschreibt, was es kostet, einen Park zu errichten. Wer einen bestehenden Park kauft, zahlt einen Preis, der sich aus dem Barwert der künftigen Erlöse ergibt — abgezinst, mit allen Risiken. Ein Park mit einem Ausschreibungszuschlag von 4,97 ct/kWh ist mehr wert als ein baugleicher mit 4,38 ct/kWh. Dieselbe Leistung, dieselben Module, ein anderer Preis.
Zweitens: Der Stand ist 2024. Die Studie ist von Juli 2024 und bis heute die aktuellste Ausgabe (geprüft am 24. August 2026). Die Werte sind damit rund zwei Jahre alt; Modulpreise und Zinsen haben sich seither bewegt. Als grober Plausibilitätsanker taugen sie, als Kaufpreis-Anker nicht.
Drittens: Es gibt keine amtliche Preisstatistik für Solarpark-Transaktionen. Verkäufe am Zweitmarkt werden nicht veröffentlicht. Das Fraunhofer ISE selbst verweist für Freiflächenanlagen ausdrücklich nicht auf einen Preis, sondern auf die Ausschreibungen der Bundesnetzagentur als Orientierung — und die nennen Zuschlagswerte in Cent je Kilowattstunde, keine Kaufpreise.
Der Speicher ist eine eigene Zeile — und eine eigene Einheit
Die 700 bis 900 Euro gelten für einen reinen Solarpark. Wer heute kauft, erwirbt mit einiger Wahrscheinlichkeit einen Hybridpark — und dessen Speicher steht in derselben ISE-Tabelle, aber in einer anderen Einheit:
Baustein | Bandbreite (2024, netto) | Einheit |
|---|---|---|
PV Freifläche > 1 MWp | 700 – 900 € | je kWp (Leistung) |
Batteriespeicher für Freiflächenanlagen | 400 – 600 € | je kWh (Kapazität) |
Quelle: Fraunhofer ISE, „Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien“, Juli 2024, Tabelle 1.
Das ist keine Formalie, sondern die häufigste Verwechslung in Angeboten. Leistung und Kapazität sind zwei verschiedene Größen. Ein Park mit 1 Megawatt Peak und ein Speicher mit 1 Megawattstunde sind nicht „1 zu 1“ — wie viel Speicher zu wie viel Modulen gehört, ist eine Auslegungsentscheidung. Das ISE rechnet in seiner Studie für Freiflächenanlagen mit einem Verhältnis von 3:2 (also 1.000 kWp Leistung zu rund 667 kWh Kapazität) — das ist eine Modellannahme für die Kostenrechnung, kein Marktstandard.
Legt man diese Annahme zugrunde, landet ein Hybridpark rechnerisch bei rund 970 bis 1.300 Euro je Kilowatt Peak statt bei 700 bis 900. Diese Summe steht so in keiner Quelle — sie ist aus den beiden Zeilen oben abgeleitet und gilt nur für dieses eine Verhältnis. Ein anderer Speicher, eine andere Zahl.
Die Prüffrage: Bei jeder Preisangabe zuerst klären, worauf sie sich bezieht — reiner Park oder Hybrid, und bei welchem Speicherverhältnis. Ein Angebot, das „Euro je kWp“ nennt und den Speicher nicht ausweist, vergleicht Äpfel mit einem Obstkorb.
Was noch dazugehört: Die laufenden Betriebskosten eines PV-Kraftwerks liegen laut Fraunhofer ISE bei rund 1 bis 2 Prozent der Investitionskosten pro Jahr (Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland, Fassung 20. August 2026, Abschnitt 4.1). Bei einem 10-Megawatt-Park sind das nach der Bandbreite oben grob 70.000 bis 180.000 Euro jährlich — bevor Pacht und Versicherung dazukommen.
Wer einen Preis je Megawatt nennt, ohne den Zuschlagswert, die Ertragsprognose und die Restlaufzeit zu kennen, nennt eine Zahl ohne Bezugsgröße. Der Preis eines Solarparks ist keine Eigenschaft der Anlage. Er ist eine Eigenschaft seiner Erlösstruktur.
Wie verdient ein Solarpark heute sein Geld?
Für einen Solarpark gibt es keine feste Einspeisevergütung — ab 100 kW ist die Direktvermarktung Pflicht, ab 1 MW kommt die Ausschreibung hinzu. Die Erlöse hängen damit unmittelbar am Strommarkt. Das ist kein Nachteil, aber es verlangt eine andere Prüfung als früher.
Anders als eine kleine Dachanlage fällt ein Solarpark nicht in die feste Einspeisevergütung. Ab 100 Kilowatt installierter Leistung gilt die verpflichtende Direktvermarktung (§ 21b Abs. 1 Satz 1 in Verbindung mit § 21 Abs. 1 Satz 1 Nummer 1 EEG 2023): Der Strom wird an der Börse verkauft, und der Betreiber erhält den Börsenpreis plus eine gleitende Marktprämie. Anlagen über 1 Megawatt ersteigern den anzulegenden Wert zusätzlich in einer Ausschreibung der Bundesnetzagentur (Ausschreibungsgrenze seit 2023: 1 MW, für Bürgerenergiegesellschaften 6 MW, § 22 Abs. 3 Satz 2 EEG 2023).
Der Höchstwert für den Gebotstermin am 1. Juli 2026 lag bei 5,90 ct/kWh; bezuschlagt wurden 261 Gebote über zusammen rund 2.135 Megawatt. Der nächste Gebotstermin für Freiflächenanlagen ist der 1. Dezember 2026; Höchstwert und Ausschreibungsvolumen dafür sind noch nicht bekanntgegeben (Bundesnetzagentur, Stand 24. August 2026).
Ein Solarpark verdient sein Geld also auf einem deutlich niedrigeren Niveau als eine geförderte Dachanlage — und dieses Niveau ist keine feste Zusage, sondern das Ergebnis eines Wettbewerbs. Für den Käufer ist das eine Chance und ein Risiko zugleich: Ein hoher Zuschlagswert aus einer früheren Runde ist ein dauerhafter Vorteil, der sich im Kaufpreis niederschlägt.
Nullstunden: was passiert, wenn der Strompreis negativ ist
Seit dem Solarspitzengesetz gilt: Für Zeiträume, in denen der Spotmarktpreis negativ ist, sinkt der anzulegende Wert auf null (§ 51 EEG). Betroffen sind Anlagen ab 100 Kilowatt; kleinere Anlagen erst mit Einbau eines intelligenten Messsystems. Maßgeblich ist dabei jede einzelne Viertelstunde — die früher verbreitete Lesart „erst ab mehreren aufeinanderfolgenden Stunden“ gilt im heutigen Gesetzestext nicht mehr.
Ein Ausgleich ist vorgesehen: Der Vergütungszeitraum verlängert sich um die ausgefallenen Viertelstunden — bei Solaranlagen allerdings mit dem Faktor 0,5, also nicht eins zu eins (§ 51a EEG). Für eine Zwanzig-Jahres-Rechnung ist das eine eigene Zeile, und sie gehört in jede Ertragsprognose, die ernst genommen werden will.
Fünf Zahlen, die im Markt kursieren — und was heute gilt
Wer zu Solarparks recherchiert, stößt schnell auf Angaben, die einmal richtig waren. Fünf davon begegnen mir besonders häufig. Sie sind kein Grund zur Sorge — man muss sie nur kennen, um ein Angebot einordnen zu können.
„Solarparks bringen 7 bis 10 Prozent Rendite pro Jahr.“ Solche Spannen kursieren in vielen Ratgebern, meist ohne Quelle und ohne Bezug auf eine konkrete Anlage. Eine belastbare Aussage zur Rendite gibt es nur zu einem bestimmten Park, mit einem bestimmten Zuschlag oder Stromliefervertrag, an einem bestimmten Standort. Wer eine Renditespanne nennt, bevor er die Anlage kennt, beschreibt einen Wunsch, keine Rechnung.
„Anlagen bis 750 kWp bekommen die Marktprämie ohne Ausschreibung.“ Das war einmal richtig. Die Ausschreibungsgrenze wurde zum 1. Januar 2023 auf 1 Megawatt angehoben (§ 22 Abs. 3 Satz 2 Nummer 1 EEG 2023), für Bürgerenergiegesellschaften auf 6 MW (§ 22 Abs. 3 Satz 2 Nummer 2 EEG 2023). Wer heute noch mit der 750-kWp-Grenze plant, arbeitet mit einem Rechtsstand von vor 2023.
„Die Sonderabschreibung beträgt 20 Prozent.“ Auch das ist überholt. Für Anschaffungen nach dem 31. Dezember 2023 liegt die Sonderabschreibung nach § 7g Abs. 5 EStG bei bis zu 40 Prozent; die 20 Prozent galten davor. Ein Angebot, das mit 20 Prozent rechnet, rechnet mit einem alten Gesetzesstand — und eines, das mit 40 Prozent rechnet, ohne die Voraussetzungen zu prüfen, ist ebenso wenig belastbar.
„Die staatlich garantierte Einspeisevergütung schützt vor Inflation.“ Dieser Satz ist gleich doppelt schief. Erstens bekommt ein Solarpark keine feste Einspeisevergütung — ab 100 kW gilt die Direktvermarktung. Zweitens ist der anzulegende Wert, der über die Marktprämie abgesichert wird, ein nominal fixierter Betrag über 20 Jahre; er ist nicht an die Inflation gekoppelt. Ein gewisser Ausgleich kann aus steigenden Marktpreisen kommen, weil der Betreiber oberhalb des anzulegenden Werts den Marktpreis behält. Genau diese Oberseite würde der Refinanzierungsbeitrag aus dem EEG-Entwurf 2027 abschöpfen — für Neuanlagen, und der Entwurf ist noch nicht beschlossen.
„Bis zu 70 Prozent lassen sich im ersten Jahr abschreiben, rund 30 Prozent kommen als Steuererstattung zurück.“ Diese Rechnung setzt voraus, dass die steuerlichen Instrumente überhaupt greifen. Der Investitionsabzugsbetrag nach § 7g EStG ist an eine Gewinngrenze von 200.000 € gebunden, die viele Investorenstrukturen überschreiten. Und wie viel zurückfließt, hängt von der persönlichen Steuersituation und der gewählten Struktur ab. Eine pauschale Prozentzahl gibt es hier nicht. Was steuerlich möglich ist, gehört vor den Kauf auf den Tisch eines Steuerberaters, nicht in einen Verkaufsprospekt.
Der rote Faden: Vieles, was zu Solarenergie als Investitionsmöglichkeit im Umlauf ist, stammt aus einer Zeit mit anderen Gesetzen und anderen Strompreisen. Planungssicherheit entsteht nicht dadurch, dass eine Zahl selbstbewusst auftritt, sondern dadurch, dass man ihren Stand kennt.
Kapitalbindung: worauf Sie sich einlassen
Ein Solarpark ist ein illiquides Langfrist-Investment. Das Kapital ist über viele Jahre gebunden, und ein schneller Wiederverkauf ist nicht gesichert. Diese Eigenschaften sind kein Makel — sie sind der Preis für die Substanz. Sie müssen allerdings zur eigenen Vermögensstruktur passen.
Wer einen Solarpark kauft oder sich an einem beteiligt, bindet Kapital typischerweise über die gesamte Förder- und Betriebsdauer — also über viele Jahre, oft über zwei Jahrzehnte. Anders als eine Aktie lässt sich ein Sachwert dieser Art nicht mit einem Klick verkaufen: Es gibt keinen liquiden Markt, und ob und zu welchem Preis ein Anteil oder eine Anlage weiterveräußert werden kann, ist offen.
Vor dem Kauf gehören deshalb drei Fragen auf den Tisch — zur eigenen Situation, nicht zum Angebot:
Liquidität: Lässt sich das eingesetzte Kapital über die volle Laufzeit entbehren, ohne dass daraus eine Zwangslage entsteht?
Diversifikation: Welchen Anteil des Vermögens würde ein einzelner Solarpark binden — und entstünde daraus ein Klumpenrisiko?
Risikotragfähigkeit: Lässt sich ein Ausfall des eingesetzten Kapitals wirtschaftlich verkraften, wenn Markt, Technik oder Regulierung anders laufen als geplant?
Ein seriöses Direktinvestment beantwortet diese Fragen ehrlich, statt sie zu übergehen. Wie ein Photovoltaik-Direktinvestment in Struktur, Substanz und Kapitalbindung aufgebaut ist, zeige ich im Detail auf der Seite Photovoltaik-Direktinvestment: Struktur und Substanz.
Wie läuft der Kauf ab?
Ein Solarpark wechselt nicht wie ein Wertpapier den Besitzer. Zwischen Absichtserklärung und Betriebsübergang liegen üblicherweise mehrere Monate — und zwei Weichenstellungen, die über Haftung und Steuer entscheiden: Anteile oder Anlage, und was von den Verträgen mitkommt.
Der Ablauf folgt in der Praxis dem Muster jeder Unternehmenstransaktion. Das ist keine gesetzliche Reihenfolge, sondern eingeübte Praxis:
Absichtserklärung. Ein Letter of Intent oder Term Sheet hält Preisvorstellung, Zeitplan und Exklusivität fest. In der Regel unverbindlich — bis auf Vertraulichkeit und Exklusivität, die es meist sind.
Due Diligence. Die Prüfung des Käufers: technisch (Module, Wechselrichter, Ertragsdaten), rechtlich (Pacht, Genehmigungen, Netzanschluss), steuerlich und kaufmännisch. Hier entscheidet sich der Kauf, nicht im Preisgespräch. Die sechzehn Fragen weiter unten sind der Kern dieser Phase.
Kaufvertrag. Zwei Bauformen mit sehr unterschiedlichen Folgen.
Closing. Der Übergang wird an Bedingungen geknüpft — typischerweise Zustimmungen Dritter: Verpächter, Netzbetreiber, finanzierende Bank.
Betriebsübergang. Betriebsführung, Direktvermarkter, Versicherungen und die Registermeldung werden umgestellt.
Anteile oder Anlage — die Weiche, die am meisten bewegt
Share Deal: Erworben wird die Gesellschaft, die den Park hält. Alle Verträge laufen weiter, weil der Vertragspartner derselbe bleibt — Pachtvertrag, Netzanschlussvertrag, EEG-Zahlungsberechtigung. Mit erworben wird allerdings auch die Vergangenheit: Altverbindlichkeiten, Steuerrisiken, Rechtsstreitigkeiten der Gesellschaft.
Asset Deal: Erworben wird die Anlage selbst. Die Vergangenheit bleibt beim Verkäufer — dafür muss jeder Vertrag einzeln übertragen werden, jeweils mit Zustimmung des Vertragspartners. Ein Verpächter, der nicht zustimmt, kann die Transaktion anhalten.
Welche Form günstiger ist, hängt an Steuer, Haftung und daran, wie sauber die Gesellschaft aufgestellt ist. Das ist eine Frage für Steuerberater und Anwalt — dieser Beitrag ordnet die Mechanik ein, er ersetzt die Prüfung nicht.
Die EEG-Stelle, an der es klemmen kann
Die Förderung hängt an der Anlage, nicht am Eigentümer — ein Zuschlag aus der Ausschreibung ist anlagenbezogen. Für Freiflächenanlagen knüpft § 22 Absatz 3 EEG 2023 allerdings an die Zahlungsberechtigung an, nicht allein an den Zuschlag. Ob und wie sie beim Eigentümerwechsel übergeht, gehört deshalb in die rechtliche Prüfung — und nicht in die Annahme, dass „die Förderung ja mitkommt“.
Dazu die Registerseite: Betreiberwechsel sind im Marktstammdatenregister zu melden. Wer den Betreiber ändert, ohne zu melden, hat eine offene Pflicht im Gepäck.
Der Punkt: Der Kaufvertrag ist der kurze Teil. Die Zustimmungen Dritter sind der lange. Früh klären, wer außer dem Verkäufer noch zustimmen muss — und was passiert, wenn einer davon nicht zustimmt.
Regulierung 2026/2027: warum der Kaufzeitpunkt zählt
Der Rechtsrahmen für Solarparks wird gerade neu geordnet. Zwei Vorhaben sollten Käufer kennen: die EEG-Novelle 2027 mit einem Systemwechsel bei der Förderung neuer Anlagen — und die Netzentgeltreform AgNes, die ab 2029 eine neue Kostenzeile schaffen soll. Beides ist Entwurf, nicht geltendes Recht. Und beides sieht für Bestandsanlagen Übergangsregelungen vor.
Die EEG-Novelle 2027 — Regierungsentwurf, noch nicht beschlossen
Die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission für das geltende EEG (Verfahren SA.102084) läuft zum 31. Dezember 2026 aus. Das Bundeskabinett hat am 29. Juli 2026 die EEG-Novelle 2027 und ein separates Netzanschlusspaket beschlossen. Beide Entwürfe wurden am 14. August 2026 dem Bundesrat zugeleitet (BR-Drs. 470/26 und 471/26, als besonders eilbedürftig nach Art. 76 Abs. 2 Satz 4 GG). Stand 24. August 2026 hatte der Bundesrat noch nicht beraten und der Bundestag war noch nicht befasst. Nachtrag vom 15.09.2026: Der Bundestag ist seit dem 7. September 2026 befasst (Bundestags-Drucksachen 21/7867 zur EEG-Novelle und 21/7866 zum Netzanschlusspaket, beide als Vorabfassung); die nächste Plenarsitzung des Bundesrates ist weiterhin für den 25. September 2026 angesetzt. Ob der geplante Inkrafttretenstermin 1. Januar 2027 gehalten wird, ist damit offen; ein neues Beihilfeverfahren für das EEG 2027 ist im Register der EU-Kommission bislang nicht auffindbar (Stand 24. August 2026). Der Entwurf enthält dazu einen eigenen Genehmigungsvorbehalt (§ 104 EEG-E).
Für Neuanlagen sieht der Entwurf einen Systemwechsel vor: weg von der einseitigen Förderung, hin zu einem zweiseitigen Modell. Betreiber von Anlagen ab 100 Kilowatt sollen für Kalenderjahre, in denen der Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert liegt, einen Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber zahlen (§ 21d EEG-E). Ein einmaliger, dauerhafter Ausstieg aus der Förderung soll bis zum Ablauf des zehnten Kalenderjahres nach Inbetriebnahme möglich sein (§ 21e EEG-E). Konkrete Schwellen und Details können sich im Verfahren noch ändern.
Für Bestandsanlagen sieht der Entwurf ausdrücklich das alte Recht vor. Nach § 100 Abs. 1 EEG-E sind auf Strom aus Anlagen, die vor dem 1. Januar 2027 in Betrieb genommen wurden — oder deren anzulegender Wert in einem Gebotstermin vor diesem Datum ermittelt wurde —, die am 31. Dezember 2026 geltenden Bestimmungen anzuwenden. Der Refinanzierungsbeitrag greift damit im Grundsatz nicht für Bestandsanlagen. Das ist eine Entlastung, die in einer Kaufprüfung eine Rolle spielt — sie steht allerdings in einem Entwurf, und die Ausnahmen in den Folgeabsätzen des § 100 gehören im Einzelfall geprüft.
Zwei weitere Punkte aus den Entwürfen, die Käufer betreffen: Das jährliche Ausschreibungsvolumen für Freiflächenanlagen soll für die Jahre 2027 bis 2032 von bisher 9.900 auf 14.000 Megawatt steigen (§ 28a Abs. 2 EEG-E) — für die Anlageklasse eine Ausweitung, nicht eine Verengung. Zugleich soll nach dem Netzanschlusspaket, einem eigenen Gesetzentwurf und nicht dem EEG, für Freiflächenanlagen, die ab dem 1. Januar 2027 angeschlossen werden, der Anspruch auf Netzanschluss nur noch mit der Maßgabe bestehen, dass die maximale Wirkleistungseinspeisung am Netzverknüpfungspunkt auf 70 Prozent der installierten Leistung begrenzt wird.
Zur „Bestandsschutz“-Zusage im Markt
Im Markt kursiert die Aussage, Anlagen, die bis zum 31. Dezember 2026 in Betrieb gehen, behielten ihre Förderung in jedem Fall über 20 Jahre. Als Garantie ist das so nicht belegt. Die Übergangsregelung des § 100 Abs. 1 EEG-E weist in diese Richtung, ist aber Entwurfsrecht; ergänzend gibt es eine juristische Ableitung aus einem Rechtsgutachten (Kanzlei Raue im Auftrag des BEE, 22.06.2026), die nicht Bestandteil einer Kommissionsentscheidung ist. Für Freiflächenanlagen knüpft § 22 Abs. 3 EEG zudem an die Zahlungsberechtigung an, nicht allein an den Ausschreibungszuschlag. Wer einen solchen Bestandsschutz als Zusicherung präsentiert, sollte belegen können, worauf er sich stützt.
AgNes — Netzentgelte für Einspeiser ab 2029
Die Bundesnetzagentur plant, Stromeinspeiser erstmals an den Netzkosten zu beteiligen. Das Verfahren ist weiter fortgeschritten, als es im Frühjahr aussah: Seit dem 6. August 2026 liegt ein vollständiger Festlegungsentwurf vor, den die Behörde bis zum 18. September 2026 konsultiert; der Erlass ist für Ende 2026 vorgesehen, die Anwendung der neuen Netzentgelte ab dem 1. Januar 2029. Geltendes Recht ist AgNes damit nicht — heute gilt unverändert, dass für die Einspeisung keine Netzentgelte erhoben werden (§ 15 Abs. 1 Satz 3 StromNEV).
Drei Punkte sind für eine Kaufprüfung relevant:
Die Höhe steht noch nicht fest. Die im Markt zitierte Größenordnung von „4 bis 7 Euro pro Kilowatt und Jahr“ stammt aus einem Hintergrundpapier der Bundesnetzagentur vom 27. Mai 2026 und ist dort ausdrücklich als Schätzung gekennzeichnet; sie geht auf ein Rechenbeispiel vom 17. Februar 2026 zurück, das die Behörde selbst nicht als Aussage über die spätere Ausgestaltung verstanden wissen will. Der Festlegungsentwurf vom 6. August 2026 nennt keinen Betrag mehr, sondern eine Berechnungsformel, aus der die Übertragungsnetzbetreiber den Preis jährlich ermitteln sollen.
Bestandsanlagen sind vorgesehen zu verschonen. Nach dem Entwurf soll für Anlagen, die vor der Bekanntgabe der Festlegung in Betrieb genommen wurden, erst nach Ablauf von 20 Jahren ab Inbetriebnahme ein Entgelt anfallen; als Tag der Bekanntgabe ist der 1. Januar 2027 vorgesehen. Dieselbe Regelung soll für Anlagen gelten, für die vor diesem Tag eine endgültige Investitionsentscheidung getroffen wurde und deren Inbetriebnahme bis spätestens 4. August 2029 erfolgt — der Nachweis wäre gegenüber dem Netzbetreiber bis zum 31. März 2027 zu führen.
Die Schwelle liegt bei 30 Kilowatt. Erfasst werden sollen Betreiber, deren installierte Bruttoleistung laut Marktstammdatenregister 30 Kilowatt überschreitet. Steckersolargeräte und bestimmte Prosumer in der Niederspannung sollen ausgenommen bleiben. Für einen Solarpark heißt das: Er fällt in den Anwendungsbereich.
Für laufende Ausschreibungen weist die Bundesnetzagentur ausdrücklich darauf hin, dass von den Teilnehmern „noch keine Netzentgelte mit Finanzierungsfunktion“ erhoben werden (BNetzA, Gebotstermin 1. Juli 2026).
Der gemeinsame Nenner — und was daraus konkret folgt: Beide Vorhaben behandeln Bestandsanlagen anders als Neuanlagen, und beide knüpfen an dieselben zwei Daten an. Für eine Kaufprüfung gehören deshalb genau diese zwei Angaben belegt auf den Tisch: das Datum der Inbetriebnahme und, bei einem Projekt in Bau oder Planung, das Datum der endgültigen Investitionsentscheidung beziehungsweise des Gebotstermins. An ihnen entscheidet sich, in welchen Übergangsregelungen eine Anlage steht. Das ist keine Drucksituation — es ist eine Angabe, die ein seriöser Anbieter ohnehin liefern kann.
Sechzehn Fragen, die Sie dem Anbieter vor dem Kauf stellen sollten
Ein gutes Angebot hält kritischen Fragen stand. Diese sechzehn Punkte sind der Kern jeder Due Diligence — sie ersetzen keine individuelle Prüfung, aber sie zeigen, wo genauer hinzusehen ist. Sie sind nach vier Themenblöcken geordnet.
Ertrag und Erlöse
Erlösbasis: Beruhen die kalkulierten Erträge auf einem Ausschreibungszuschlag, einem PPA oder auf Marktpreis-Annahmen? Wie hoch ist der anzulegende Wert bzw. der PPA-Preis konkret?
Kannibalisierung: Rechnet das Modell mit einem sinkenden Marktwertfaktor Solar — oder unterstellt es stabile Preise an der Strombörse?
Negative Preisstunden: Sind die Erlösausfälle in Viertelstunden mit negativem Börsenpreis (§ 51 EEG) berücksichtigt, und ist der Ausgleich nach § 51a mit dem für Solar geltenden Faktor 0,5 gerechnet?
Technik und Standort
Standort und Ertragsprognose: Auf welcher Ertragsprognose (kWh/kWp) basiert die Rechnung, und wer hat sie erstellt? Eine belastbare Standortanalyse ist für den Erfolg eines Solarparks entscheidend: Sonneneinstrahlung und Verschattung bestimmen, wie viel Strom die Anlage über zwanzig Jahre überhaupt erzeugt.
Anlagengröße und Rechtsfolgen: Wie viel Kilowatt Peak hat die Freiflächenanlage genau? Davon hängt ab, ob Ausschreibungspflicht besteht (ab 1 MW) und welche Pflichten aus dem EEG folgen.
Technische Due Diligence: Wurden Module, Wechselrichter und Verkabelung von unabhängiger Seite geprüft? Von ihrer Qualität hängt ab, ob die Anlage die prognostizierten Erträge über die Laufzeit liefern kann. Bei Bestandsanlagen gilt zusätzlich: Liegen historische Ertragsdaten vor, an denen sich die Prognose messen lässt?
Degradation: Mit welchem jährlichen Leistungsverlust der Module rechnet das Modell? Photovoltaikanlagen altern technisch; eine Rechnung ohne Degradationsannahme ist unvollständig.
Recht und Verträge
Grundstück und Pachtvertrag: Ist die Fläche gekauft oder gepachtet? Wie lange läuft der Pachtvertrag, und was passiert bei Auslauf? Ein Pachtvertrag, der kürzer läuft als die geplante Betriebsdauer, ist ein Wirtschaftlichkeitsrisiko — die Anlage steht dann auf fremdem Grund ohne gesicherte Zukunft.
Netzanschluss: Liegt ein verbindlicher Netzanschlussvertrag vor? Er sichert, dass der erzeugte Solarstrom überhaupt eingespeist werden darf. Wie hoch sind die Netzanschlusskosten, und wer trägt sie? Und: Ist berücksichtigt, dass nach dem Netzanschlusspaket für ab 2027 angeschlossene Freiflächenanlagen eine Begrenzung auf 70 Prozent der installierten Leistung vorgesehen ist?
Genehmigung und Umweltauflagen: Liegen alle Genehmigungen bestandskräftig vor? Welche Umweltauflagen sind mit dem Standort verbunden — etwa aus Naturschutz, Bodenschutz oder Rückbauverpflichtung? Auflagen können laufende Kosten verursachen oder den Betrieb einschränken.
Betrieb und Wartung: Wer übernimmt Betriebsführung und Wartung (O&M), zu welchen Kosten, über welchen Zeitraum? Ein Solarpark läuft nicht von allein: Ein nicht gewarteter Fehler kostet über zwanzig Jahre mehr als seine Behebung.
Regulatorischer Status: Wie wirken sich die EEG-Novelle 2027 und AgNes auf diese konkrete Anlage aus? Ist der Inbetriebnahme- bzw. Übergangsstatus geklärt — und worauf stützt sich diese Einschätzung?
Finanzen und Struktur
Kostenstruktur: Welche laufenden Kosten — Pacht, Versicherung, Wartung, Verwaltung, künftige Netzentgelte nach AgNes — sind in der Rechnung enthalten, welche nicht?
Finanzierung: Wie viel Fremdkapital steckt in der Rechnung? Die Wahl der Finanzierung kann die Eigenkapitalrendite erhöhen — sie erhöht im selben Zug das Risiko, weil Zins und Tilgung auch dann fällig sind, wenn die Erlöse einbrechen.
Kapitalbindung, Struktur und Ausstieg: Wie lange ist das Kapital gebunden, und wie ist die Beteiligung rechtlich ausgestaltet? Handelt es sich um Eigenkapital mit Mitspracherechten — oder um ein nachrangiges Darlehen, das im Insolvenzfall erst nach allen anderen Gläubigern bedient wird? Wer haftet, und wie werden Gewinne verteilt?
Interessenlage des Anbieters: Wie verdient der Anbieter an dem Geschäft — über den Verkaufspreis, über laufende Gebühren, über Provisionen? Und deckt sich sein Interesse mit dem des Investors?
Die letzte Frage ist die wichtigste. Wer einen Solarpark verkauft und zugleich an jedem Abschluss verdient, hat ein anderes Interesse als jemand, der den Investor unabhängig durch die Prüfung begleitet. An dieser Trennlinie entscheidet sich, ob am Ende ein Angebot vorliegt oder eine Analyse.
Nicht ob, sondern welcher
Die Frage „Solarpark — ja oder nein?“ führt in die Irre. Sie lässt sich nicht beantworten, weil es den Solarpark nicht gibt. Beantwortbar ist: welcher Park, an welchem Standort, mit welcher Erlösstruktur und zu welchen Bedingungen.
Genau darin liegt meine Aufgabe. Marco Berardi verkauft Investoren nicht die Idee „Solarpark“. Er prüft mit ihnen, welche Projekte unter den heutigen Marktbedingungen investierbar sind — anhand derselben acht Dimensionen, die die sechzehn Fragen oben abbilden: belastbare Erlösmodelle, Standort und technische Qualität, langfristige Kosten, Finanzierung und Kapitalbindung, regulatorische Rahmenbedingungen, Stromvermarktung, Speicherintegration beziehungsweise Hybridmodelle — und die Interessenlage der beteiligten Anbieter.
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, betrachtet ein Projekt aus der Perspektive dessen, der das Kapital einsetzt — mit den Chancen und mit den Risiken.
Häufige Fragen
Kann ich als Privatperson einen ganzen Solarpark kaufen?
Grundsätzlich ja — entweder als Direkterwerb der gesamten Anlage oder über eine Beteiligung an der Betreibergesellschaft. Der Direkterwerb erfordert erhebliches Kapital und macht den Käufer zum Betreiber mit allen Pflichten aus dem EEG; die Beteiligung senkt den Kapitaleinsatz, kostet aber Kontrolle. Welche Form geeignet ist, hängt von Kapital, Haftungsappetit und Zeithorizont ab und sollte vor der Anbieter-Auswahl geklärt sein.
Kann sich der Kauf eines Solarparks 2026 noch lohnen?
Das hängt vom konkreten Park ab und lässt sich nicht pauschal beantworten. Der Markt ist anspruchsvoller geworden: Zuschlagswerte sind gesunken, der Marktwert von Solarstrom schwankt stärker, und der Rechtsrahmen wird gerade neu geordnet. Entscheidend sind deshalb Erlösabsicherung, Standort, Kostenstruktur, Vertragslage und der regulatorische Status — nicht der Kaufpreis allein. Reine Freiflächenanlagen ohne Speicher gelten derzeit als schwieriger darstellbar als Hybridanlagen (Belectric, 06.07.2026). Eine belastbare Ertragsprognose berücksichtigt Kannibalisierung und negative Preisstunden.
Ändert sich durch die EEG-Novelle 2027 etwas für einen bestehenden Solarpark?
Nach dem Regierungsentwurf im Grundsatz nicht: § 100 Abs. 1 EEG-E sieht vor, dass auf Strom aus Anlagen, die vor dem 1. Januar 2027 in Betrieb genommen wurden, das am 31. Dezember 2026 geltende Recht anzuwenden ist. Der Refinanzierungsbeitrag nach § 21d EEG-E würde damit im Grundsatz nur Neuanlagen treffen. Der Entwurf ist allerdings noch nicht beschlossen — Kabinettsbeschluss 29. Juli 2026, seit 14. August 2026 beim Bundesrat und seit 7. September 2026 beim Bundestag (Drucksachen 21/7867 und 21/7866); der Bundesrat hatte am 24. August 2026 noch nicht beraten, seine nächste Plenarsitzung ist für den 25. September 2026 angesetzt. Die Ausnahmen in den Folgeabsätzen des § 100 gehören im Einzelfall geprüft.
Welche Rolle spielen Investitionsabzugsbetrag und Sonder-AfA beim Kauf eines Solarparks?
Sie sind steuerlicher Kontext, kein Ertragsversprechen. § 7g EStG erlaubt unter Bedingungen einen Investitionsabzugsbetrag von bis zu 50 Prozent und eine Sonderabschreibung von bis zu 40 Prozent (Anschaffung nach dem 31.12.2023; davor 20 Prozent) — gebunden unter anderem an eine Gewinngrenze von 200.000 Euro. Ob sie in einer konkreten Struktur greifen, gehört vor den Kauf zum Steuerberater.
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. So bleibt meine Beratung frei von Verkaufsanreizen.
Wie unabhängig ist die Beratung von Autark 360?
Beratung und Vermittlung halte ich seit 2019 strikt getrennt. Ich bin an keinen Produktanbieter, keine Bank und keine Fondsgesellschaft gebunden und empfehle keine hauseigenen Produkte — die Analyse steht vor dem Abschluss, nicht umgekehrt. 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 mit einem Investitionsvolumen von etwa 12,1 Mio. €. Ich berate nur zu dem, was ich auch aus eigener unternehmerischer Erfahrung heraus vertreten kann.
Weiterführend im Magazin
Photovoltaik-Direktinvestment: Struktur und Substanz — wie ein PV-Direktinvestment aufgebaut ist, was Kapitalbindung konkret bedeutet und worauf es bei der Substanz ankommt.
Einspeisevergütung für Investoren — die EEG-Vergütungssätze, der Marktwertfaktor und was die Kannibalisierung über zwanzig Jahre bedeutet.
Ihr nächster Schritt
Einen Solarpark prüfen, bevor Sie kaufen. Ob ein bestimmter Solarpark zu Ihrer Vermögensstruktur passt, hängt von Ihrer Ausgangslage ab — von Liquidität über Steuersituation bis Zeithorizont. Im Strategiegespräch ordne ich ein, worauf es bei einem konkreten Angebot ankommt und welche Fragen offenbleiben. Strategiegespräch vereinbaren
Risikohinweis
Risikohinweis: Der Kauf eines Solarparks oder die Beteiligung an einem Solarpark ist eine unternehmerische Sachwertanlage. Wie bei jeder unternehmerischen Beteiligung sind die Erträge nicht garantiert, und die Risiken können im ungünstigsten Fall bis zum Totalverlust des eingesetzten Kapitals reichen. Zu berücksichtigen sind außerdem Kapitalbindung, eingeschränkte Handelbarkeit und die Abhängigkeit von Markt-, Regulierungs- und Wetterbedingungen.
Disclaimer: Dieser Beitrag informiert allgemein über die Rahmenbedingungen von Solarpark-Investments und stellt keine Anlage-, Steuer- oder Rechtsberatung im Einzelfall dar. Genannte Zahlen geben den Stand zum Redaktionszeitpunkt (24.08.2026) wieder; gesetzliche und steuerliche Rahmenbedingungen ändern sich. Die EEG-Novelle 2027 und das Netzanschlusspaket befanden sich zum Redaktionsschluss als Regierungsentwürfe im Gesetzgebungsverfahren (Kabinettsbeschluss 29.07.2026, Zuleitung an den Bundesrat 14.08.2026, BR-Drs. 470/26 und 471/26, dort noch nicht beraten); die Netzentgeltreform AgNes befand sich als Festlegungsentwurf der Bundesnetzagentur in der Konsultation (Frist 18.09.2026). Beides ist kein 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: 24.08.2026.
Quellen
Erneuerbare-Energien-Gesetz 2023, §§ 21, 22, 37b, 51, 51a — https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/
Einkommensteuergesetz, § 7g (IAB bis 50 %, Sonder-AfA bis 40 %, Gewinngrenze 200.000 €) — https://www.gesetze-im-internet.de/estg/__7g.html
Bundesnetzagentur, Ausschreibung Solar Freifläche, Gebotstermin 1. Juli 2026, bekanntgemacht 18.08.2026 — https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Ausschreibungen/Solaranlagen1/01072026/start.html
Bundesnetzagentur, Beendete Ausschreibungen und Statistiken Solar Freifläche (Gebotstermin 1. März 2026) — https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Ausschreibungen/Solaranlagen1/BeendeteAusschreibungen/start.html
Bundesnetzagentur, Konsultation zur Reform der Netzentgeltsystematik Strom (AgNes), Pressemitteilung vom 6. August 2026 — https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260806_Agnes.html
Bundesnetzagentur, Festlegungsentwurf AgNes GBK-25-01-1#3, 6. August 2026 — https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/GBK-GZ/2025/GBK-25-01-1x3_AgNes/Downloads/FL-Entwurf_DE.pdf
Bundesnetzagentur, Orientierungspunkte zur Beteiligung der Einspeiser, 17. Februar 2026 — https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/GBK/GBK_Termine/Downloads/2026/02_2026/20_02/AgNes_Orientierungspunkte_Einspeiser.pdf
BMWE, EEG-Novelle und Netzanschlusspaket im Bundeskabinett beschlossen, 29. Juli 2026 — https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2026/07/20260729-eeg-novelle-und-netzanschlusspaket.html
BMWE, Gesetzentwurf der Bundesregierung zum Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor, 29. Juli 2026 — https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/2026/20260729-gesetzentwurf-eeg-stromsektor.pdf
BMWE, Gesetzentwurf Netzanschlusspaket, 29. Juli 2026 — https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/2026/20260729-gesetzentwurf-netzanschlusspaket.pdf
Europäische Kommission, Beihilfeverfahren SA.102084 — https://competition-cases.ec.europa.eu/cases/SA.102084
Fraunhofer ISE, Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien, Juli 2024, Tabelle 1 — https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/DE2024_ISE_Studie_Stromgestehungskosten_Erneuerbare_Energien.pdf
BEE und Kanzlei Raue, Rechtsgutachten zum Auslaufen der beihilferechtlichen Genehmigung, 22. Juni 2026 — https://www.bee-ev.de/fileadmin/Redaktion/Dokumente/Meldungen/Studien/2026/Raue_Rechtsgutachten_BEE_Folgen_Auslaufen_beihilferechtliche_Genehmigung_22-06-2026.pdf
pv magazine, Belectric baut weiter Photovoltaik-Speicher-Kraftwerke, nur derzeit kaum in Deutschland, 6. Juli 2026 — https://www.pv-magazine.de/2026/07/06/belectric-baut-weiter-photovoltaik-speicher-kraftwerke-nur-derzeit-kaum-in-deutschland/
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 prüft und kuratiert er Projekte, statt Produkte zu vermitteln — Beratung und Vermittlung sind seit 2019 getrennt. Er ist mit einem eigenen Sachwert-Portfolio selbst investiert. Zulassungen: § 34f GewO (alle drei Kategorien) D-F-153-791F-20 · § 34d GewO D-7MYR-IP0PJ-78 · Amtsgericht Mannheim HRB 711061 · beratung@autark360.de
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