1. Katalysator für den wirtschaftlichen Betrieb

In diesen Tagen wird in Berlin eine Gesetzesänderung vorbereitet, die sowohl jene betrifft, die schon eine Solaranlage auf dem Dach haben, als auch die, die noch darüber nachdenken. Es geht um die Frage, wie es mit der staatlichen Unterstützung für Photovoltaik weitergeht. Eigentlich geht es aber um viel mehr: Geht die Zeit zu Ende, die Deutschland zum Solar-Land gemacht hat? Man vergisst es leicht, aber vor gar nicht allzu langer Zeit galt Solarstrom als teure Spielerei für Überzeugungstäter. Dass die Sonne heute unsere günstigste und wichtigste Energiequelle ist, verdanken wir einer gezielten Förderung, die als echter Turbo für den Markt fungiert hat. Sie hat dafür gesorgt, dass Fabriken gebaut, das Handwerk geschult und die Preise für Module so massiv gedrückt wurden, dass sich heute fast jeder sein eigenes Kraftwerk leisten kann.

Alles begann in den späten 1980er-Jahren als eine visionäre Idee in Städten wie Aachen und Hammelburg: Bürger sollten für jede Kilowattstunde Solarstrom, die ins Netz eingespeist wird, eine Vergütung erhalten. Der Solarenergie-Förderverein Deutschland (SFV) setzte sich dafür ein, dass die sogenannte „kostendeckende Vergütung“ (kV) bundesweit umgesetzt wird und war damit erfolgreich. In rund 40 Kommunen, Gemeinden und Landkreisen wurde das Konzept eingeführt und ab 2000 mit dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) bundesweit auf den Weg gebracht. Damit wurde möglich, was in den Anfängen der Photovoltaik aufgrund der sehr hohen Anlagenpreise von 7000 € pro Kilowattpeak (kWp) noch als unmöglich galt: Solaranlagen konnten mit einer Einspeisevergütung von damals 50,62 Ct/kWh wirtschaftlich betrieben werden. Die Energiewende nahm Fahrt auf und die wachsende Nachfrage schlug sich in zunehmend sinkenden Preisen nieder. Heute kann man – abhängig von der Gesamtgröße der Anlage, den Bedingungen vor Ort und den verwendeten Komponenten – eine Solaranlage zu einem 1/5 des Preises von 2000 käuflich erwerben.

Die im EEG festgelegten Einspeisevergütungen sind und waren im Grundsatz immer ein Garant, die Anlagen wirtschaftlich zu betreiben, auch wenn es in den letzten Jahren immer wieder Rückschläge gab. In Erinnerung geblieben ist der sogenannte „Altmaier-Knick“ im Jahr 2012. Der damalige Umweltminister Peter Altmaier sorgte für einen beispiellosen Einschnitt im EEG. Durch das Zusammenspiel aus gekürzten Vergütungen, strengen Deckeln und bürokratischem Mehraufwand wurde der Ausbau von Wind- und Solarenergie enorm ausgebremst. Von ehemals knapp 8 GW/a dümpelte der jährliche Zubau neuer PV-Anlagen bis 2017 bei unter 2 GW/a dahin. Bei Windenergie sah es ähnlich aus. 

Solche enormen Einschnitte können wir uns kein weiteres Mal leisten. Gebetsmühlenartig wiederholt die Klimawissenschaft, dass die Klimakrise keinen Aufschub mehr duldet. Wir haben einfach kein CO2-Budget mehr, das uns die Chance bietet, eine langsame Gangart zu fahren. Es gibt knallharte physikalische Grenzen. Es braucht eine schnellere Transformation unserer fossilen Lebensweise und mehr Menschen denn je, die in Solar und Wind investieren. Die aktuellen Bestrebungen der Bundesregierung sind mehr als ein “Knick” in der Zubau-Statistik. Überall wird günstiger erneuerbarer Strom gebraucht - für den Wirtschaftsstandort Deutschland, die Wärmewende, die Verkehrswende, die Versorgungssicherheit der Menschen. Die Elektrifizierung der Sektoren wird den Strombedarf deutlich erhöhen. 

Die Investitionen der Bürgerinnen und Bürger in den Regionen sind und bleiben der wichtigste Katalysator für den Umstieg. Die politische Debatte zur Streichung der Einspeisevergütung und dem Zwang zur Direktvermarktung für kleine Solaranlagen fügt der Energiewende einen enormen Schaden zu. In den nächsten Abschnitten möchten wir wirtschaftliche Vergleichsrechnungen aufstellen, um einen Einblick zu geben, welche Veränderungen durch die Rotstift-Politik der Bundesregierung zu erwarten sind.

2. Lobbyismus

Der Erfolg der Photovoltaik-Anlagen als private Investitionen auf dem eigenen Hausdach wirft eine Grundsatzfrage auf: Ist die aktuelle Einspeisevergütung womöglich zu großzügig bemessen? Brauchen wir für Solarstrom weiterhin eine dauerhaft feste Einspeisevergütung? Immerhin wird diese seit 2024 aus einem überaus strapazierten Bundeshaushalt finanziert. Dort fehlen Mittel an anderer Stelle, etwa beim Ausbau des ÖPNV, moderner Wärmenetze, Langzeitspeicher und für den Wärmepumpen-Hochlauf.

In der Debatte um die Lastenverteilung fordern Kritiker vermehrt Einschnitte bei der Förderung oder zusätzliche Pflichten der Anlagenbetreiber. Die radikalste Forderung - das vollständige Ende der Einspeisevergütung - stammt aus einem gemeinsamen Positionspapier von E.ON und RWE vom März letzten Jahres. Darin formulieren die Konzerne klare Leitplanken für die zukünftige PV-Politik der Bundesregierung. Wortwörtlich heißt es dort: “Kleinere Erzeuger sollen mithilfe von Dienstleistern, den sogenannten Aggregatoren, am Markt teilnehmen und keine fixe Einspeisevergütung mehr erhalten (insbesondere auch Aufdach-PV)." Eine Vergütung in Stunden mit negativen Strompreisen findet nicht mehr statt.” 

Es ist ein Lehrstück des Lobbyismus: Während die Bürger:innen und der Mittelstand die Energiewende vorantreiben, haben Großkonzerne direkten Einfluss auf die Politik genommen, denn bei Bundeswirtschaftsministerin Reiche, zuvor selbst Managerin der E.ON-Tochter Westenergie, fallen ihre Ideen auf fruchtbaren Boden. Mitte April wurde von ihrem Ministerium ein Referentenentwurf zur Änderung des EEG vorgelegt, in dem dieser von den Stromriesen sarkastisch formulierte “Neustart der Energiewende” nahezu eins zu eins übernommen wurde.  

3. Reiches Pläne in Kürze

Die Botschaft aus Berlin ist unmissverständlich: Wer ab Januar 2027 eine neue Solaranlage bis 25 kWp in Betrieb nimmt, wird beim Einspeisen seines Stroms leer ausgehen. Der gewohnte Anspruch auf eine feste Einspeisevergütung wird ersatzlos gestrichen - ohne Zeitpuffer, ohne sanfte Übergangsphase. Was als „kleines Entgegenkommen“ bleibt, ist lediglich eine auf 30 Monate befristete “Netzbetreiberabnahme” zum aktuellen Marktwert. Außerdem bleibt die Begrenzung der maximalen Wirkleistungseinspeisung von 60 % erhalten, um die Netzbelastung im Einspeiseverteilnetz zu reduzieren. Mit dieser Regelung werden weiterhin Eigenversorgungsprojekte massiv fokussiert, unabhängig davon, ob es wirklich einen Kapazitätsmangel im Netz gibt oder nicht.

Damit ist die politische Richtung vorgegeben. Die Anlagen der Zukunft sollen schrumpfen. Anstatt das volle Potenzial einer Dachfläche zu nutzen, um die Energiewende für alle voranzutreiben und die dazu notwendigen PV-Ausbauziele zu erreichen, werden Systeme nun zwangsläufig auf den reinen privaten Eigenverbrauch zugeschnitten. Das Ziel ist nicht mehr das „Kraftwerk Hausdach“, sondern die solare Selbstversorgung im kleinen Stil.

Diese Strategie hat einen hohen Preis. Das Ziel, jede verfügbare Dachfläche für den Klimaschutz zu mobilisieren und bereits versiegelte Flächen bestmöglich zu nutzen, gerät ins Hintertreffen. Auch zukunftsweisende Gemeinschaftsprojekte wie das Energy Sharing verlieren ohne finanzielle Basis ihre Grundlage. Da auch die Volleinspeisevergütung vollständig wegfällt, wird es künftig zur Norm, Gebäudeanlagen unter 100 kWp als reine Nulleinspeise-Systeme zu planen. Wer dann noch geringe Mengen Strom ins öffentliche Netz fließen lässt, schenkt diesen dem Netzbetreiber. Das ist eine Entwicklung, die den Pioniergeist der letzten Jahrzehnte eher bremst als befeuert.

Alternativ zur privaten Ausjustierung der Solaranlagengröße können Kleinanlagenbetreibende ihren eingespeisten Strom zukünftig in die Direktvermarktung führen - mit allen Risiken und Mehrkosten. Ein vergiftetes Angebot, denn die wenigsten werden in den nächsten Jahren das notwendige intelligente Messsystem mit Steuerbox eingebaut bekommen. Die Digitalisierung in Deutschland hinkt meilenweit hinterher. Ist sie verbaut, sollen nach neuen Planungen der Regierung auch noch entschädigungsfreie Abschaltungen drohen (Redispatch), sofern ein Netzbereich teilweise überlastet ist. Werden künftig auch Kleinanlagen davon betroffen sein?

Eine PV-Anlage, für die auf Direktvermarktung gesetzt wird, sehen wir künftig eher als Ausnahme. Die Kalkulation ist schlicht zu komplex: Verschiedene Kostenfaktoren und die Ungewissheit, wie sich die Marktwerte künftig entwickeln, machen eine verlässliche Prognose fast unmöglich. Gerade für Privathaushalte bedeutet das ein unkalkulierbares Risiko. Von echter Investitionssicherheit kann hier kaum noch die Rede sein. Außerdem können Privatpersonen nicht an der Strombörse in den Handel einsteigen. Sie benötigen Dienstleistungsunternehmen für die Direktvermarktung, die zusätzliche Kosten verursachen. Ganz abgesehen davon könnten Banken eher weniger interessiert sein, wirtschaftlich unsichere Solarprojekte zu finanzieren. Immerhin soll es für Anlagen zwischen 25 kWp und 1 MWp künftig eine einheitliche Marktprämie geben. Ein kleiner Fortschritt beim Bürokratieabbau. 

Aktuell wird auch viel darüber diskutiert, wie eine bessere Finanzierung von Solaranlagen - weg von Steuergeldern - erreicht werden könnte: Eine flexible, am Jahresmarktwert Solar orientierte Einspeisevergütung (in unserem Rechenbeispiel z.B. 3,5 Ct/kWh für jede eingespeiste Kilowattstunde könnte ein erster Schritt sein, die Einspeisevergütung an die Marktentwicklungen zu koppeln. Damit würden marktunabhängige Solarstromvergütungen für Neuanlagen der Vergangenheit angehören. Mit zunehmender Digitalisierung könnten auch flexible Stromtarife die Nachfrage steuern, so dass der Eigenverbrauch intelligent auf die Preisentwicklungen der Börse abgestimmt werden.

4. Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen auf EFH - heute

Wir betrachten zunächst eine typische PV-Anlage auf einem Einfamilienhaus eines Vierpersonen-Haushaltes. Die Solaranlage hat eine Leistung von 10 kWp, ist auf einem Süd/West-Dach installiert und erntet 950 kWh Solarstrom im Jahr. 

In Szenario 1 wird ein 10 kWh Speicher installiert, der den solaren Eigenverbrauch erhöht. Die gesetzlichen Vorgaben zur Einspeisebegrenzung werden durch den Einbau eines intelligenten Messsystems realisiert. Die PV-Anlage für das Einfamilienhaus wird im April 2026 in Betrieb gesetzt und amortisiert sich nach ca. 15 Jahren. 

Die kumulierten Stromkosten der Familie entwickeln sich durch die PV-Anlage und den Speicher vorteilhaft: 8474 Euro können durch den Einsatz der Technik eingespart werden. Auch größere Anlagen machen Sinn, weil der Reststrom, der in das öffentliche Netz gespeist wird, weitere Einnahmen generiert. Der Musterhaushalt hat einen Gesamtstrombedarf von 4.000 kWh. Die 10 kWp Anlage inkl. Speicher kann laut unserer Berechnung ca. ¾ des Bedarfs abdecken. Mit 3099 kWh eigenverbrauchten PV-Strom werden Stromkosten von 31 Ct/kWh eingespart. Ein Viertel des erzeugten Stroms wird in das Netz eingespeist. Die Einspeisevergütung bei der Inbetriebsetzung im April 2026 beträgt 7,78 Ct/kWh und ist bis zum 31.12.2046 gesetzlich fixiert.

Szenario 2 simuliert die Wirtschaftlichkeit einer PV-Aufdachanlage ohne Speicher bei Volleinspeisung mit aktuell 12,34 Ct/kWh Vergütung. Trotz wegfallender Stromersparnis durch Eigenverbrauch amortisiert sich die Anlage nach 16 Jahren und hat am Ende der 20 Jährigen Vergütung einen Überschuss von 3910€ erwirtschaftet. Volleinspeise-Anlagen sind heute eine sinnvolle Option, das solare Dachpotential vollständig auszunutzen.

In beiden Szenarien betragen die Investitionskosten für die Solaranlage 14.000 € und den Speicher 4.000 €. Dies entspricht dem derzeitigen Preis-Durchschnitt. Wir gehen in allen Szenarien davon aus, dass die Anlage ohne Fremdkapital errichtet wurde. Das ist nicht der Standard. Finanzierungsanfragen für Solaranlagen nahmen in den letzten Jahren zu. Auch Mietangebote für Solaranlagen, meist von Energieversorgern oder überregionalen Anbietern, zogen immer mehr an. In unseren Berechnungen gehen wir darüber hinaus von Rücklagen für Betriebskosten in einer Höhe von 1,5 % des Gesamtinvests/Jahr aus. Sie soll die Wartungs-, Reparatur- und Versicherungskosten über volle 20 Jahre abdecken. Der Verteilnetzbetreiber erhebt außerdem 50 Euro Mess- und Abrechnungskosten pro Jahr. 

5. Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen auf EFH - ab 1.1.2027

Wir möchten wissen, wie wirtschaftlich sich die PV-Anlage mit einem 10 kWh-Speicher darstellt, wenn sie zum 1.1.2027 in Betrieb gesetzt wird. Dazu haben wir drei weitere Rechnungen unter den oben beschriebenen identischen Grundbedingungen (Anlagen- und Speichergröße, Betriebskosten, Standort, Ertrag, Strombedarf des Haushaltes, Finanzierung).

In Szenario 3 haben wir durchgerechnet, ob sich unsere Musteranlage von 10 kWp mit 10 kWh Speicher ab 1.1.2027 auch dann noch wirtschaftlich lohnt, wenn keine Einspeisevergütung mehr gezahlt wird. Die ausführliche Tabelle mit allen angenommenen Werten zur Berechnung haben wir unten angefügt. In dieser Simulation wurden 30 Monate lang 3,5 Ct/kWh als „Netzbetreiberabnahme“. Eine mögliche Vermarktungspauschale ist hier bereits abgezogen. Die niedrigen Marktpreise basieren auf den jüngsten Annahmen von Enervis. 

Szenario 4: Wir haben gegenübergestellt, wie sich die Wirtschaftlichkeit darstellt, wenn die Einspeisevergütung im Jahr 2027 nicht abgeschafft wird. Die PV-Anlage und der Speicher amortisieren sich weiterhin nach 15 Jahren.

Szenario 5: Hier nehmen wir für unsere PV-Anlage mit Speicher nach unserer Fiktion eine marktnahe Vergütung an. Für jede eingespeiste Kilowattstunde wird über die gesamte Laufzeit von 20 Jahre der Marktwert Solar abzgl. der Vermarktungspauschale angesetzt - analog zu den Regelungen für Ü20-Anlagen. Hintergrund dieses Modells ist unsere Überlegung, Betreiber von Kleinanlagen (unter 25 bzw. bis 100 kWp) auch künftig nicht zur aktiven Direktvermarktung zu zwingen, sondern den erzielten Marktwert unkompliziert durch den Netzbetreiber durchzureichen. Wir veranschlagen 3,5 Ct/kWh Vergütung für den eingespeisten Strom. In der Gesamtbetrachtung der kumulierten Stromkosten besteht nach 20 Jahren ein Vorteil von 3.582 Euro durch die PV-Anlage. Die Anlage amortisiert sich nach 18 Jahren - also 3 Jahre später als mit Fortführung der Einspeisevergütung.

Ein Blick auf die Grafik 2 zeigt das ernüchternde Ergebnis: Sollte im kommenden Jahr die Einspeisevergütung für Kleinanlagen auf Null herabgesenkt und die ersten 30 Monate die sogenannte Netzbetreiberabnahme gewährt werden, kann eine Standardanlage mit 10 kWp Leistung und einem 10 kWh-Speicher nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden. Die Anlage führt in der Gesamtrechnung zu einer finanziellen Mehrbelastung und hat sich auch nach 20 Jahren noch nicht vollständig amortisiert. 

Anstatt eine Nullvergütung festzuschreiben, wäre es nur fair, den Anlagenbetreibenden zumindest den tatsächlichen Jahresmarktwert für Solarstrom auszuzahlen. Schließlich hat dieser Strom einen realen Marktwert im Netz. Eine solche Regelung würde die Wirtschaftlichkeit zwar leicht verbessern, bliebe jedoch hinter den Erträgen einer festen Einspeisevergütung zurück. Um den dringend notwendigen Solarausbau nicht zu gefährden, halten wir den Erhalt der klassischen Förderung weiterhin für unverzichtbar.

Studie: “Dezentrale PV als Säule der Energiewende” Analyse und Perspektiven für kleine Dachsolaranlagen

Die Abschaffung der Einspeisevergütung bremst den Ausbau kleiner PV-Anlagen aus, ohne nennenswert zur Netzstabilität beizutragen. Daher sollte sie vorerst beibehalten werden, bis praktikable Alternativen bestehen.

In der Studie des Fraunhofer ISE werden folgende Alternativen vorgeschlagen:
 

• Vereinfachung und Digitalisierung der Direktvermarktung
• Flexible oder feste Vergütungsmodelle für Überschussstrom
• Dynamische Stromtarife zur Förderung von Eigenverbrauch
• Technische Maßnahmen wie Einspeisebegrenzungen

6. Wirtschaftlichkeit von PV-Anlage auf MFH - ab 1.1.2027

In einem letzten Szenario möchten wir abbilden, wie sich die Reiche-Politik auf die Wirtschaftlichkeit von Solaranlagen auf Mehrfamilienhäusern mit 20 Wohneinheiten auswirkt. Die fiktive Solaranlage von 25 kWp soll unter dem Betriebskonzept „Einzählermodell“ betrieben werden. Durch das Einzählermodell werden geringere Gesamt-Betriebskosten fällig. Neben den 1,5% des Gesamtinvest/Jahr für Wartung und Versicherung gibt es nur jeweils jährlich wiederkehrende Zählergebühren von 150 €. Alle anderen Zähler für die Haushalte sind private Zähler und damit Einmalkosten. Nähere Infos zum Einzählerkonzept findet man in unserem Solar-Wiki.

Das Haus ist mit einer Wärmepumpe ausgestattet. Da es sich um einen Neubau mit KfW40-Standard (Effizienzhaus 40) handelt, gehen wir von einem relativ geringen Strombedarf für die Wärmepumpe, insgesamt aber von einem höheren Strombedarf vor Ort aus. Jede Wohneinheit benötigt ca. 2000 kWh. Außerdem wird der Allgemeinstrombedarf des Hauses für Fahrstuhl, Elektrik und Haustechnik mit 11.000 kWh veranschlagt. 

In Grafik 3 haben wir die Wirtschaftlichkeit der Anlage mit und ohne einen 25 kWh-Speicher gerechnet. In beiden Fällen wird der netzeingespeiste Solarstrom nicht vergütet. Allerdings wird für die ersten 30 Monate die angedachte Netzbetreiberabgabe in Höhe von fiktiv 3,5 Ct/kWh gewährt.

Die Berechnung zeigt ein klares Bild: Wer den Großteil seines Solarstroms selbst nutzt, ist von den geplanten Kürzungen kaum betroffen. Da der Eigenverbrauch vor Ort relativ hoch ist, erzielt unsere Musteranlage durchweg gute wirtschaftliche Ergebnisse, und das relativ unabhängig davon, ob ein Stromspeicher installiert ist oder nicht.

Obwohl die neuen gesetzlichen Regelungen die Rahmenbedingungen für die regionale Energiewende insgesamt verschlechtern, bleibt dieses spezifische Anlagensegment stabil. Die Wirtschaftlichkeit stützt sich hier primär auf die Ersparnis beim Stromeinkauf. Damit zeigt sich eine deutliche Zweiteilung: Während Projekte auf Einfamilienhäusern, die auf die Netzeinspeisung angewiesen sind, vor massiven Hürden stehen, rechnet sich die Investition für mittelgroße Mehrparteienhäuser mit passendem Lastprofil weiterhin. Die Neuregelung verschiebt den Fokus somit weg von der maximalen Energieerzeugung hin zur individuellen Selbstversorgung.

7. Wirtschaftlichkeit und negative Strompreise

Wenn an der Strombörse negative Strompreise auftreten, wird der Verkauf des erzeugten elektrischen Stroms an das Stromnetz zum Minusgeschäft. Anlagenbetreiber:innen sollen laut der geplanten Gesetzgebung keine Entschädigung mehr für alle Zeiträume (gemessen in Viertelstunden) erhalten, an denen die Strompreise an der Strombörse unter Null rutschen. Die Anzahl der Zeiten, in denen der Börsenstrompreis negativ ist, hat in den Jahren seit seiner Einführung 2008 zugenommen.   

Zukunftsweisende Ansätze wie Energy Sharing oder dynamische Stromtarife könnten hier zwar gegensteuern, indem sie die Nachfrage an das Angebot anpassen. Doch hinkt die digitale Infrastruktur dafür noch weit hinterher. 

Eine belastbare Prognose zu den Auswirkungen negativer Strompreise setzt voraus, dass der Eigenverbrauch im Gebäude unter Berücksichtigung der Betriebsführung der Speicher (prognosebasiert versus ungeplanter Betrieb) hochgerechnet wird. Um die Komplexität dieser Frage richtig darstellen zu können, planen wir hierzu in Kooperation mit Partner:innen aus der Wissenschaft eine eigenständige und vertiefende Betrachtung. Einen ersten Einstieg ins Thema finden Sie im Artikel von Prof. Dr. Frank Hergert.

8. Unser Fazit: Sorglos-Lösung für Kleinanlagen zwingend

Ohne die bewährte EEG-Vergütung wird es zu einem weiteren Ausbau-Knick kommen. Die aktuelle Hektik auf dem Markt, Solaranlagen noch 2026 auf den Weg zu bringen, setzt Handwerksbetriebe, Banken und Solar Investor:innen unter Stress. Unsicherheiten, wie es weiter geht, schmälern das Vertrauen in die Technik. 

Die aktuellen Bilanzzahlen für das erste Quartal 2026 belegen einen deutlichen Aufwärtstrend bei den Erneuerbaren Energien in Deutschland. Trotz eines massiven Ausbaus der Erzeugungskapazitäten sinkt gleichzeitig die Belastung durch Fördergelder.

Tabelle 4: Die Eckdaten im Vergleich (Q1 2025 vs. Q1 2026), Quelle: Michael Joukov; Landtagsabgeordneter der Grünen BaWü

Dieser positive Trend – mehr Ökostrom bei geringeren Kosten – ist vor allem auf zwei Faktoren zurückzuführen:

1. Der verstärkte Einsatz von modernen Stromspeichern.
2. Effiziente Prozessumstellungen in der Industrie, die den Verbrauch flexibler gestalten.

Diese Entwicklung zeigt, dass die Energiewende zunehmend marktfähig wird. Ziel müsste es sein, diese Dynamik weiter zu verstärken, um die Wirtschaftlichkeit und Klimaanstrengungen in Deutschland auch zukünftig zu stärken. Deutschland hinkt beim Klimaschutz enorm hinterher. Für Experimente ist keine Zeit mehr. Wir können es uns schlichtweg nicht mehr leisten, den Erneuerbaren den Wind aus den Segeln zu nehmen. Für jede solar nutzbare Dachfläche muss weiterhin ein deutlicher finanzieller Investitionsanreiz gesetzt werden. Energiewende ist keine Privatsache und nicht investieren bedeutet, in den nächsten Jahren die externen Kosten einer verschleppten Energiewende zu finanzieren. Investitionen brauchen Planungssicherheit. Wenn neue Vermarktungsmodelle die Amortisationszeit faktisch verdoppeln, ziehen sich Investor:innen zurück. Die pauschale Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung bringt enorme Einnahmeverluse.

Die Einspeisevergütung hat über Jahre stabile Rahmenbedingungen garantiert, ein plötzlicher Systemwechsel zerstört Vertrauen. Die Einspeisevergütung ist kein Almosen, sondern ein hochwirksames Risikomanagement-Tool, das Projekte initiiert und für Banken finanzierbar macht.  

Wir fragen uns deshalb: Wie kann es sein, dass die Bundesregierung über verminderte Steuerlasten für gestiegene fossile Spritpreise an der Tankstelle oder die 1000-Euro-Steuerfrei-Zuwendungen diskutiert und zur Finanzierung tief in die Taschen des Finanzhaushaltes greifen möchte. Viel schlauer wäre es, umfassend in Erneuerbare zu investieren. Aber wir wiederholen uns und mit uns tausende Bürger:innen und Bürger, die um ihre Zukunft bangen. Wie nachhaltiger wäre es, diese Ressourcen umfassend in den Ausbau der Erneuerbaren Energien zu investieren.