Ein Solarkraftwerk, das bereits Geld verdient – künftig mit Grünstromspeicher

Das ist der wichtigste offene Punkt, und wir benennen ihn offen: Der Grünstromspeicher ist noch nicht errichtet. Geplant ist die Fertigstellung bis Q2 2027. Die technische und kaufmännische Ausschreibung für das Batteriespeichersystem wurde deutschlandweit durchgeführt, die Vergabeentscheidung ist in der Finalisierung, die verbindliche Bestellung ist bis zum 30.08.2026 vorgesehen. Der Netzanschlussantrag für den Speicher ist beim Netzbetreiber eingereicht; die endgültige schriftliche Bestätigung steht noch aus. Die Errichtung eines Speichers ist Bestandteil der bestehenden baurechtlichen Genehmigung – der vorhabenbezogene Bebauungsplan weist ein Sondergebiet Solarpark inklusive Energiespeicher aus.

Was das für Ihre Kalkulation bedeutet: Der Ansatz von 9,59 ct/kWh gilt für das Co-Location-Szenario nach Speicherinbetriebnahme. Bis dahin – und falls der Speicher wider Erwarten nicht käme – greift der über die EEG-Marktprämie gesicherte anzulegende Wert von 5,05 ct/kWh. Sie kaufen also eine funktionierende, vergütete Bestandsanlage; die Speicheroptimierung ist die Zusatzchance, nicht die Geschäftsgrundlage.

Wichtig ist auch die Reihenfolge: Der PV-Anteil ist bereits fertiggestellt und am Netz. Die Übernahme durch Investoren ist deshalb schon ab Q4 2026 möglich, unabhängig vom Baufortschritt des Speichers.

Richtig – und das ist bewusst so strukturiert. Gegenstand Ihres Erwerbs ist ausschließlich der PV-Anteil als klar abgegrenztes, bewegliches Wirtschaftsgut. Netzanschluss, übrige Infrastruktur und der Grünstromspeicher verbleiben im Eigentum der Projektgesellschaft.

Ihre Teilhabe an der Speicheroptimierung erfolgt über zwei Mechanismen: ein dinglich abgesichertes Nutzungsrecht (Quotennießbrauch) an der Infrastruktur sowie einen gesonderten Co-Location- und Vermarktungsvertrag. Die Mehrerlöse aus der speicheroptimierten Vermarktung werden nach Abzug der Entgelte der PV-Einheit zugerechnet.

Der wirtschaftliche Vorteil dieser Struktur: Die Kosten und Risiken des Speichers – Anschaffung, Garantie, Reparatur, Instandhaltung, Degradation – trägt vollständig die Projektgesellschaft. Sie zahlen dafür ein kalkuliertes Entgelt (3,80 €/kWp Betriebsführung und im Schnitt 5,80 €/kWp Infrastrukturnutzung), das in der ausgewiesenen Rendite bereits abgezogen ist. Batterietechnisches Ausfall- und Ersatzrisiko liegt damit nicht bei Ihnen.

Steuerlich ist das ebenfalls sauber: Sie erwerben ein eindeutig zugeordnetes, separat gemessenes und abgerechnetes Wirtschaftsgut – genau das, was § 7g EStG voraussetzt.

Die Zahl ist erklärungsbedürftig, deshalb legen wir die Herkunft offen: Sie stammt aus einer Backtest-Simulation eines professionellen Direktvermarkters für das Kalenderjahr 2025, gerechnet auf die konkrete Co-Location-Konfiguration (5 MW / 9 MWh nutzbar) an diesem Standort. Es handelt sich um den durchschnittlichen Brutto-Vermarktungserlös je erzeugter kWh vor Vermarktungs- und Speicherentgelten – die Entgelte werden in der Wirtschaftlichkeitsberechnung separat abgezogen.

Zwei Effekte tragen den Wert: Erstens die Ost-West-Ausrichtung, die Erzeugung aus dem mittäglichen Preistal in Vormittag und Abend verlagert. Zweitens der Speicher, der zusätzlich gezielt aus Tief- und Negativpreisfenstern in Hochpreisfenster verschiebt.

Ein Punkt, den Sie mit Ihrem Berater klären sollten: Die EEG-Marktprämie greift für den direkt eingespeisten Strom. Wie zwischengespeicherte Mengen im laufenden Betrieb behandelt werden, regeln der Co-Location- und der Vermarktungsvertrag; die maßgeblichen Unterlagen liegen im Datenraum. Rechnen Sie die Investition deshalb immer in beiden Varianten durch – mit Speicheroptimierung und ohne.

Was die Zahl nicht ist: keine Garantie und kein Terminpreis. Vergangenheitswerte sind kein verlässlicher Indikator für künftige Erlöse. Wer eine belastbare Einordnung will, sollte den Backtest im Datenraum einsehen und die Rechnung zusätzlich mit dem EEG-Wert von 5,05 ct/kWh als Untergrenze durchspielen – das machen wir auf Wunsch für Sie.

Ja, bei bestimmten Modellen kann das passieren – und zwar genau dann, wenn der Investor keinen echten unternehmerischen Einfluss hat. Sogenannte „Rundum-sorglos“-Pakete, bei denen ein Contractor den Betrieb übernimmt und der Investor nur eine feste Rendite erhält, werden vom Finanzamt als verzinsliches Kapitaldarlehen gewertet. Der IAB wird dann gestrichen.

Hier liegt ein echtes Direktinvestment vor: Sie werden Eigentümer einer konkret abgegrenzten PV-Teilanlage mit wirtschaftlichem Eigentum, unternehmerischem Risiko und gewerblicher Tätigkeit. Erzeugung, Auslesung und Abrechnung erfolgen separat. Es gibt kein Festrendite-Versprechen, sondern reale Erträge aus dem Markt – mit allen Schwankungen.

Der zweite Punkt ist das Timing: Die Anschaffung erfolgt 2026. Ein bereits ab 2023 gebildeter IAB lässt sich damit innerhalb der Drei-Jahres-Frist des § 7g EStG fristgerecht auflösen.

Zur Einordnung der oft gehörten Kritik, der IAB sei „nur“ eine Steuerstundung: Das stimmt auf den ersten Blick. Eine echte Ersparnis entsteht, wenn sich Ihr persönlicher Steuersatz über die Laufzeit verändert – etwa durch Übertragung auf Kinder, Einbringung in eine Familienstiftung oder natürliche Einkommensveränderungen im Alter. Mehr dazu in unserem Beitrag Steuerersparnis oder Steuerverschiebung.

Die Sorge ist berechtigt und betrifft vor allem neue Südanlagen: Seit dem Solarspitzengesetz entfällt für Anlagen ab dem 25.02.2025 die Marktprämie bereits ab der ersten negativen Viertelstunde. In produktionsstarken Sommermonaten kann daraus strukturell negativer Cashflow entstehen – und wer über Jahre Verluste ausweist, gerät in die Nähe der steuerlichen Liebhaberei mit dem Risiko, dass der IAB rückwirkend entfällt.

Bei diesem Projekt greifen drei Gegenmechanismen: der 4-Stunden-Puffer aus dem EEG-Regime 2021, die Ost-West-Ausrichtung mit geringerer Mittagsspitze und – nach geplanter Fertigstellung ab 2027 – der Speicher, der Erzeugung aus den kritischen Stunden verschiebt.

Entscheidend für die steuerliche Anerkennung ist ohnehin die Totalgewinnprognose über die Laufzeit, nicht das Ergebnis einzelner Jahre. Die Wirtschaftlichkeitsberechnung weist über 20 Jahre einen deutlich positiven Totalgewinn aus. Wie Sie die Gewinnerzielungsabsicht sauber dokumentieren, haben wir in einem eigenen Beitrag zusammengefasst: Gewinnerzielungsabsicht nachweisen.

Für den PV-Teil ist diese Frage bereits beantwortet: Netzanschlussvertrag mit der Bayernwerk Netz GmbH vom 07.07.2023, Einspeisezusage über 9.999,99 kW, Inbetriebsetzung am 23.08.2023. Die Anlage speist seitdem durchgehend ein – belegt durch die Abrechnungen des Direktvermarkters.

Für den Speicher gilt: Der Netzanschlussantrag ist eingereicht, die schriftliche Bestätigung steht noch aus. Der wesentliche Vorteil einer Co-Location ist aber genau hier, dass der Speicher die vorhandene Anschluss-Infrastruktur nutzt – kein neuer Anschlusspunkt, kein Wettbewerb um knappe Kapazität, deutlich geringere Infrastrukturkosten.

Zur Einordnung des Marktumfelds: Nach Angaben der Bundesnetzagentur gingen 2024 Anschlussanfragen in der Größenordnung von rund 400 GW ein – tatsächlich zugesagt ist davon nur ein Bruchteil. Ein bestehender, in Betrieb befindlicher Anschluss ist in diesem Umfeld ein handfester Vorteil.

Der Flächen-Pachtvertrag hat eine Grundlaufzeit von 20 Jahren bis Ende 2043. Die Verlängerung um 2×5 Jahre bis Ende 2053 ist ein einseitiges Recht der Betreiberseite – der Verpächter kann sie nicht verhindern. Eine Verlängerung darüber hinaus wird angestrebt.

Baurechtlich ist der Standort über einen rechtskräftigen vorhabenbezogenen Bebauungsplan gesichert, der ein Sondergebiet Solarpark inklusive Energiespeicher ausweist; die Genehmigungsfreistellung liegt seit dem 14.03.2022 vor. Grundbuchliche Dienstbarkeiten sind eingetragen.

Für die Einordnung der 30-Jahres-Betrachtung heißt das: Die Pachtlaufzeit deckt sie bis 2053 ab; für die letzten Jahre des Betrachtungszeitraums ist eine weitere Verlängerung erforderlich, die angestrebt, aber noch nicht vereinbart ist.

Der Wert ist kein Gutachten-Ansatz, sondern das Ergebnis aus dem tatsächlichen Betrieb seit 2023. Er lässt sich anhand der Direktvermarkter-Abrechnungen für die vollen Jahre 2024 und 2025 sowie der laufenden Abrechnungen 2026 nachvollziehen; die Performance Ratio lag 2025 bei 87,5 %, die Verfügbarkeit bei 99,9 %.

Das Mengenrisiko durch Wetter bleibt bestehen – einzelne Jahre können deutlich schwächer ausfallen. Die Kalkulation rechnet zusätzlich mit 0,2 % Moduldegradation pro Jahr, was der Herstellergarantie entspricht (30 Jahre Leistungsgarantie auf die Astronergy-Module).

Technische Ausfälle sind über die Betriebsführung und den Allianz-Versicherungsschutz inklusive Ertragsausfall abgesichert. Das ersetzt kein gutes Sonnenjahr, deckt aber den Fall ab, in dem die Anlage stillsteht.

Absolut betrachtet stimmt das: Eine Südanlage erzeugt pro kWp etwas mehr Kilowattstunden. Nur wird sie dafür heute schlechter bezahlt, weil sie ihre Spitze genau dann erzeugt, wenn der Börsenpreis am tiefsten ist – oft negativ.

Die Ost-West-Konfiguration liefert stattdessen ein gleichmäßiges, zweigipfliges Profil: Erträge am Vormittag und – besonders wertvoll – am späten Nachmittag und Abend, wenn die Preise typischerweise höher liegen. Die flachere Mittagskurve bedeutet weniger Erzeugung im Preistal und weniger Abregelung.

Zwei weitere Effekte kommen hinzu: Flacher aufgeständerte Ost-West-Reihen erlauben mehr kWp pro Hektar, und die gleichmäßigere Einspeisung entlastet Wechselrichter und Netzanschluss. Im Zusammenspiel mit dem Speicher verstärkt sich der Vorteil – das ohnehin abendlastige Profil wird zusätzlich in die wertvollsten Stunden verschoben.

Die EEG-Förderdauer läuft 20 Jahre ab Inbetriebnahme, hier also bis 2043. Danach wird der Strom vollständig über den Markt vermarktet – ohne Absicherung nach unten, aber auch ohne Deckelung nach oben.

Für die Anschlussvermarktung sprechen drei Faktoren: der werthaltige Sachwert mit fortbestehender Erzeugung, das netzfreundliche Ost-West-Profil und die Speicherinfrastruktur, die den Verkaufszeitpunkt weiterhin optimiert. Anlagen mit diesen Eigenschaften stehen strukturell besser da als reine Südanlagen ohne Flexibilität.

In der 30-Jahres-Betrachtung der Kalkulation sind die Jahre nach 2043 bereits enthalten – mit einer Rendite nach Kosten von 11,66 % p.a. über 30 Jahre gegenüber 10,47 % über 20 Jahre. Der Effekt entsteht, weil die Anlage nach der Finanzierungsphase weiterproduziert und die Erlöse mit 2 % Strompreisinflation fortgeschrieben werden, während die einmalige Investitionssumme im Nenner konstant bleibt.

Entwickelt, errichtet und ans Netz gebracht wurde das reine PV-Kraftwerk von der SEAC Group mit Hauptsitz in Hebertsfelden, Bayern – ein Entwickler mit Wurzeln im industriellen Anlagenbau (seit 2004), über 1,3 GW Montage-Expertise und einem Entwicklungsportfolio von über 2 GW. Die Projektgesellschaft, die den Solarpark hält und Verkäuferin der Parzellen ist, wurde von der SEAC-Gruppe an die heutige Betreibergruppe veräußert. SEAC ist damit weder Anbieter noch Vermittler, Speicherbetreiber oder Vertragspartner der Endinvestoren und übernimmt keine Verantwortung für die Rendite-, Steuer- und Speicherannahmen dieser Kalkulation.

Die Grünstromspeicher-Erweiterung wird von der Betreibergruppe errichtet und in die Projektgesellschaft eingebracht; der Speicher verbleibt in deren Eigentum. Betriebsführung, Fernüberwachung, Brandschutz- und Löschkonzept sowie der Allianz-Versicherungsschutz sind vertraglich geregelt.

Unsere Rolle: E.I.S. EnergyInvest Solutions prüft und vermittelt das Projekt. Wir vermarkten nur, was unsere eigene Prüfung besteht – technisch, wirtschaftlich, rechtlich und regulatorisch. Ein Projekt, das diese Prüfung nicht besteht, kommt bei uns nicht ins Portfolio.

Die Kaufpreisfälligkeit ist gestaffelt: 20 % bei Kaufvertragsunterzeichnung, 60 % bei Barzahlung beziehungsweise nach Bestätigung der Finanzierung und die verbleibenden 20 % mit Übergang von Besitz, Nutzen und Lasten.

Nach vollständiger Kaufpreiszahlung ist der Eigentumsübergang 2026 vertraglich zugesichert. Mit dem Übergang gehen Erlöse und Cashflow unmittelbar und vollständig auf Sie über – ohne zeitliche Lücke, da die Anlage bereits produziert.

Das komplette Vertragswerk – Kaufvertrag, Projektvertrag und Unterpachtvertrag – liegt als anwaltlich erstellter Entwurf vor und ist im Datenraum einsehbar. Wir empfehlen ausdrücklich die Prüfung durch Ihren eigenen Berater.