Frank Finanzplanung über die Stromvermarktung bei Photovoltaik-Direktinvestments

Auf dem Papier kann ein PV-Direktinvestment schlüssig aussehen, während sich bei den laufenden Erlösen ein ganz anderes Bild entwickelt. Denn klassische Vermarktungsmodelle geraten durch sinkende Vergütungssätze, schwankende Börsenpreise, Netzengpässe und Abregelungen unter Druck. Besonders problematisch ist dabei eine Eigenheit des Strommarktes: Gerade wenn die Sonne kräftig scheint und eine Anlage viel produzieren könnte, speisen auch zahlreiche andere PV-Anlagen große Mengen Strom ein. Das Angebot steigt, Börsenpreise können sinken oder sogar negativ werden. Gleichzeitig kann ein überlastetes Netz dazu führen, dass Anlagen zeitweise weniger oder keinen Strom einspeisen dürfen. Die Technik funktioniert, die Module produzieren, doch die erwarteten Einnahmen können trotzdem hinter der Kalkulation zurückbleiben. Für Investoren entsteht so ein Risiko, das sich aus einer einfachen Renditeprognose kaum ablesen lässt.

„Eine technisch gute Anlage allein ist noch kein gutes Investment. Entscheidend ist, ob der produzierte Strom über viele Jahre auch wirtschaftlich verwertet werden kann“, erklärt Jonas Frank der Frank Finanzplanung GmbH & Co. KG.

„Bei einem PV-Direktinvestment entscheidet sich die Wirtschaftlichkeit nicht mit dem Steuervorteil beim Kauf. Sie muss sich über viele Jahre durch laufende Erträge beweisen“, sagt Lukas Frank. Genau diese langfristige Perspektive prägt die Arbeit der Frank Finanzplanung GmbH & Co. KG. Jonas Frank, Lukas Frank und Norbert Frank begleiten Unternehmer, Selbstständige und Topverdiener bei PV-Direktinvestments, die Steuerentlastung mit langfristigem Vermögensaufbau verbinden sollen. Dafür prüfen sie nicht nur steuerliche Rahmenbedingungen und die Qualität des Projekts, sondern auch, wie der erzeugte Strom später vermarktet werden soll. Denn selbst eine attraktive Steuerentlastung hilft wenig, wenn die laufenden Einnahmen langfristig nicht tragen. Die konkrete steuerliche Behandlung muss dabei immer mit einem Steuerberater für den jeweiligen Einzelfall geprüft werden. Wirtschaftlich stellt sich dagegen schon vor dem Kauf eine zentrale Frage: Welche Vermarktung bietet dem Projekt über die Laufzeit eine belastbare Grundlage, EEG-Vergütung, Direktvermarktung über die Strombörse, PPA oder ein Bilanzkreismodell?

EEG-Vergütung: Sicherheit allein macht noch keine Rendite

Zu den bekanntesten Modellen für die Vermarktung von Solarstrom gehört die EEG-Vergütung. Anlagenbetreiber erhalten dabei für eingespeisten Strom über einen bestimmten Zeitraum einen gesetzlich geregelten Vergütungssatz. Für Investoren klingt das zunächst attraktiv, da die Einnahmen grundsätzlich besser planbar sind. Allerdings greift auch diese Vergütung nicht uneingeschränkt: Bei PV-Anlagen, die nach dem 25. Februar 2025 in Betrieb genommen wurden, erfolgt zu Zeiten negativer Börsenstrompreise keine EEG-Vergütung. Ein fester Vergütungssatz bedeutet daher noch nicht, dass sich ein PV-Direktinvestment wirtschaftlich trägt. Die Experten der Frank Finanzplanung GmbH & Co. KG betrachten die EEG-Vergütung bei neuen PV-Freiflächenanlagen deshalb nur noch als mögliche Mindesteinnahme. Denn die über die Jahre gesunkenen Vergütungssätze reichen bei vielen neuen Projekten allein nicht aus, um darauf eine attraktive Rendite aufzubauen.

„Eine Mindesteinnahme über die EEG-Vergütung sagt nichts darüber aus, ob sich das Investment am Ende auch wirtschaftlich rechnet“, erklärt Norbert Frank. Für Investoren kommt es deshalb auf die gesamte Kalkulation an: Welche Einnahmen bringt die EEG-Vergütung tatsächlich, welchen Anteil hat sie an den Gesamterlösen und welche weiteren Einnahmequellen sind vorgesehen? 

Direktvermarktung: Eine hohe Produktion bedeutet nicht automatisch hohe Einnahmen

Während die EEG-Vergütung einen festen Vergütungssatz vorsieht, hängt der Erlös an der Strombörse unmittelbar von Angebot und Nachfrage ab. Der erzeugte Strom wird dort zu den jeweils aktuellen Preisen verkauft. Für Photovoltaik bringt das eine besondere Herausforderung mit sich: Gerade an sonnigen Tagen produzieren viele Anlagen gleichzeitig große Mengen Strom. Das Angebot steigt und die Preise können sinken. Übersteigt das Stromangebot die Nachfrage, sind sogar negative Börsenpreise möglich. Eine Stunde mit hoher Stromproduktion ist für den Betreiber deshalb nicht automatisch eine Stunde mit hohen Einnahmen.

Die Frank Finanzplanung GmbH & Co. KG sieht eine Kalkulation, die dauerhaft auf Börsenerlösen beruht, daher kritisch. Die erzielbaren Strompreise können über die Laufzeit einer Anlage erheblich schwanken und lassen sich entsprechend schwer langfristig kalkulieren. Auch durchschnittliche Börsenerlöse reichen aus Sicht der Experten aktuell häufig nicht aus, um ein PV-Direktinvestment über viele Jahre wirtschaftlich attraktiv aufzustellen. „Bei Solarstrom darf eine hohe Produktion nicht mit hohem Erlös verwechselt werden“, sagt Jonas Frank. „Für die Wirtschaftlichkeit zählt am Ende nicht die theoretisch erzeugte Kilowattstunde, sondern die Kilowattstunde, die zu sinnvollen Konditionen verwertet werden kann.“

PPA: Mehr Planbarkeit mit einer entscheidenden Grenze

Eine Alternative kann ein Power Purchase Agreement, kurz PPA, sein. Dabei verkauft der Anlagenbetreiber den erzeugten Strom über einen Stromabnahmevertrag direkt an Unternehmen oder Haushalte. Abnahmemengen und Konditionen können vertraglich geregelt werden. Gegenüber einer reinen Börsenvermarktung kann das die Einnahmen planbarer machen. Gerade für Investoren, die eine langfristige Wirtschaftlichkeitsrechnung aufstellen möchten, ist diese Planbarkeit grundsätzlich interessant.

„Ein langfristiger Abnahmevertrag schafft zwar mehr Planbarkeit beim Preis. Er garantiert aber nicht, dass die kalkulierte Strommenge über die gesamte Laufzeit tatsächlich geliefert werden kann“, erklärt Lukas Frank.

Genau diese Grenze wird relevant, wenn eine PV-Anlage aufgrund eines Netzengpasses oder eines hohen Stromangebots abgeregelt wird. In diesem Fall kann sie weniger oder gar keinen Strom liefern, obwohl die Sonneneinstrahlung eigentlich eine hohe Produktion ermöglichen würde. Nach Einschätzung der Frank Finanzplanung GmbH & Co. KG entsteht bei PPA-basierten PV-Parks dadurch ein zunehmendes Ertragsrisiko. Ein Abnehmer ist schließlich nur dann wirtschaftlich wertvoll, wenn die erwarteten Strommengen auch tatsächlich bereitgestellt werden können. Investoren sollten deshalb neben den vereinbarten Konditionen auch berücksichtigen, wie sich mögliche Abregelungen auf die langfristige Erlösplanung des Projekts auswirken.

Bilanzkreismodell: Weniger Abhängigkeit von der einzelnen PV-Anlage

Genau bei dieser Abhängigkeit von der einzelnen PV-Anlage setzt das Bilanzkreismodell an. Statt die Vermarktung allein darauf auszurichten, wie viel Strom eine Anlage zu einem bestimmten Zeitpunkt liefern kann, stimmt ein Bilanzkreis Strombeschaffung und Stromabsatz fortlaufend aufeinander ab. Auf der Beschaffungsseite können Photovoltaik, Windenergie, Batteriespeicher und ergänzender Börsenstrom zusammenkommen. Auf der Absatzseite stehen unterschiedliche Verbraucher wie Haushalte und Unternehmen, die laufend Energie benötigen.

Kann eine einzelne PV-Anlage zeitweise nicht oder nicht wirtschaftlich sinnvoll einspeisen, kann der Bilanzkreis auf andere Beschaffungsquellen zurückgreifen. Produktion und Nachfrage hängen damit nicht ausschließlich von einer einzelnen Anlage ab, sondern können über verschiedene Quellen und Abnehmer aufeinander abgestimmt werden. Das Team der Frank Finanzplanung GmbH & Co. KG beschreibt diese Arbeitsweise als ein Modell, das große Energieversorger seit Jahren einsetzen, um Strom aus unterschiedlichen Quellen an ihre Abnehmer zu liefern. „Der wesentliche Unterschied liegt in der aktiven Steuerung. Statt vom Ertrag einer einzelnen Anlage abhängig zu sein, werden verschiedene Beschaffungsquellen und der tatsächliche Strombedarf miteinander koordiniert“, erklärt Norbert Frank. Risikofrei wird die Vermarktung dadurch nicht. Preisentwicklung, Einspeisung, Beschaffung und Netzsituation bleiben relevante Faktoren, werden innerhalb eines Bilanzkreises jedoch gemeinsam betrachtet.

Frank Finanzplanung: Die professionelle Stromvermarktung beginnt vor dem Kauf

Ob ein solches Vermarktungsmodell in der Praxis funktioniert, hängt entscheidend von den Menschen ab, die es steuern. Sie müssen einschätzen können, wie Strom beschafft und verkauft wird, welche Abnehmer zu welchen Zeiten Energie benötigen und wie Netzsituation, Strompreise und verfügbare Beschaffungsquellen zusammenspielen. Die Frank Finanzplanung GmbH & Co. KG arbeitet dazu mit Fachleuten mit langjähriger Erfahrung aus dem professionellen Energieversorgungsmarkt zusammen. Entscheidend ist dabei, die Vermarktung nicht einmalig festzulegen, sondern auf Veränderungen bei Preisen, verfügbaren Strommengen und Bedarf reagieren zu können.

Für Investoren gehört die Stromvermarktung deshalb bereits vor dem Kauf auf den Prüfstand. Neben Standort, Technik, Finanzierung und prognostizierter Stromproduktion sollte nachvollziehbar sein, welcher Anteil des erzeugten Stroms über die Laufzeit tatsächlich wirtschaftlich verwertet werden kann und worauf die erwarteten Einnahmen beruhen. Auch für die steuerliche Betrachtung spielt die wirtschaftliche Tragfähigkeit eine Rolle, etwa mit Blick auf die Gewinnerzielungsabsicht. Die konkrete steuerliche Behandlung und mögliche Auswirkungen auf einen Investitionsabzugsbetrag müssen jedoch immer im Einzelfall mit einem Steuerberater geprüft werden. „Ein Investor sollte vor dem Kauf nicht nur wissen, was eine PV-Anlage produzieren kann, sondern verstehen, wie daraus über die gesamte Laufzeit belastbare Erlöse entstehen sollen“, fasst Lukas Frank zusammen.