In den vergangenen Wochen erreichen uns vermehrt Rückfragen zu verspäteten Zahlungen der Einspeisevergütung. Damit sind Sie nicht allein: Bundesweit berichten Anlagenbetreiber über ähnliche Erfahrungen – unabhängig von Größe oder Standort der Anlage.

Die gute Nachricht vorweg: Der Anspruch auf Vergütung ist gesetzlich gesichert. Es geht in der Regel nicht um das „Ob“, sondern um das „Wann“.

Was aktuell passiert

Die Ursachen für Verzögerungen sind meist banal – und gleichzeitig strukturell:

• hohe Zahl neuer Anlagen

• fluktuierende Rechtslage

• Umstellungen von IT-Systemen

• Personalmangel bei Netzbetreibern

Selbst große Netzbetreiber sind betroffen, und in Einzelfällen laufen bereits Aufsichtsverfahren oder Gerichtsverfahren.

Wichtig ist dabei: In den meisten Fällen erkennen die Netzbetreiber die Forderungen an – sie zahlen nur verspätet.

Was viele überrascht: Die Rechtslage

Ein aktuelles Urteil des Bundesgerichtshofs bringt zusätzliche Klarheit – und sorgt gleichzeitig für Ernüchterung:

Netzbetreiber sind nicht verpflichtet, die Einspeisevergütung monatlich abzurechnen und auszuzahlen. Der vollständige Zahlungsanspruch wird erst nach Ablauf des Kalenderjahres fällig.

Das bedeutet:
Die unterjährigen Zahlungen sind rechtlich gesehen Abschläge – nicht die endgültige Vergütung.

Oder anders formuliert:
Was viele als „Verspätung“ empfinden, bewegt sich oft noch im Rahmen der gesetzlichen Systematik.

Welche Rechte Anlagenbetreiber haben

Ganz rechtlos ist man natürlich nicht:

• Anspruch bleibt bestehen – die Vergütung muss vollständig gezahlt werden

• Abschläge müssen angemessen sein (nicht willkürlich zu niedrig)

Erster Ansprechpartner ist immer der Netzbetreiber selbst. Wenn keine Klärung möglich ist, können auch die Bundesnetzagentur oder die Clearingstelle EEG eingeschaltet werden.

Und was heißt das für die Praxis?

So unbefriedigend es ist: Ein sofortiges „Tätigwerden“ ist in vielen Fällen weder notwendig noch sinnvoll.

Denn:

• Die Zahlungen erfolgen häufig verzögert, aber in der Regel korrekt

• Rechtlich ist die jährliche Endabrechnung der maßgebliche Zeitpunkt

• Ein frühzeitiger Konflikt bringt selten Vorteile – aber zusätzlichen Aufwand

• Oft bringen Interventionen genau das Gegenteil des Erwünschten – der Vorgang wird bei den Netzbetreibern ausgesondert und wandert in die Rechtsabteilung

Unser Eindruck aus der Praxis:
In den meisten Fällen lösen sich die offenen Posten im Rahmen der Jahresabrechnung – auch wenn es inzwischen Sommer ist.

Unser Fazit

Die aktuelle Situation ist unerquicklich – aber kein Systemversagen. Sie ist vielmehr das Ergebnis eines stark gewachsenen Marktes, der organisatorisch hinterherhinkt.

Für Anlagenbetreiber gilt daher:

• Ruhe bewahren

• Forderungen im Blick behalten

• erst bei echten Auffälligkeiten aktiv werden

Und für uns als Betreiber vieler Anlagen im Auftrag der Teilnehmer:

• Der Verein hat die Zahlungsströme im Blick und meldet sich, wenn tatsächlich Handlungsbedarf entsteht. Die aktuelle Situation ist nicht zufriedenstellend – aber sie ist kein Ausnahmezustand, der sofortiges Eingreifen erfordert.

Ein frühzeitiges Eskalieren (Mahnungen, Rechtsanwalt, Beschwerden bei BnetzA, etc.) ändert daran erfahrungsgemäß wenig, verursacht aber auf beiden Seiten teils erheblichen zusätzlichen Aufwand. Es ist auch schon vorgekommen, dass erst durch das Intervenieren des Vereins der Vorgang beim Netzbetreiber komplett aus dem Ruder gelaufen ist.

Links:

https://www.t-online.de/heim-garten/aktuelles/id_101203176/einspeiseverguetung-tausende-menschen-warten-auf-ihr-geld-vom-netzbetreiber.html

https://www.solarserver.de/2026/04/08/bgh-jaehrliche-zahlung-der-eeg-verguetung-durch-netzbetreiber-rechtens/

Auf den Dächern ist das komplexe Projekt schon seit Sommer 2024 fertig. Doch die elektrische Integration der 430-kWp-Anlage in die Gebäudeelektrik und das Stromnetz haben fast zwei Jahre benötigt, bevor am 16. März 2026 der erste Sonnenstrom in die Pumpen und Saunen fließen konnte. Zeitaufwändig war besonders die Planung, Genehmigung, Beschaffung und Errichtung der notwendigen Trafostation.

Die über 1.000 Module liefern über 400.000 Kilowattstunden Sonnenstrom pro Jahr. Davon werden künftig über die Hälfte direkt im Gebäude verbraucht, der Rest wird ins Stromnetz eingespeist. Das freut sowohl die Stadt, die den Strom vom eigenen Dach deutlich günstiger bekommt als aus dem Netz, aber auch die Eigentümerinnen und Eigentümer der Anlage, die für den Stromverkauf an das Bad deutlich mehr erhalten als für die Netzeinspeisung.

Ein besonderer Dank gilt deshalb diesen Bürgerinnen und Bürgern, die als Teilnehmer an diesem Bürgersonnenkraftwerk eine eigene Anlage haben. Ihr Engagement zeigt, dass die Energiewende vor Ort nicht nur gewollt, sondern aktiv getragen wird – wirtschaftlich wie ideell. Besonders hervorzuheben ist der hohe Anteil des Stroms, der direkt vor Ort genutzt und verkauft werden kann: Mit 55 % Stromverkauf vor Ort erreicht das Projekt eine Qualität, die sowohl ökologisch als auch wirtschaftlich überzeugt.

Das Projekt konnte nur durch die konstruktive und vertrauensvolle Zusammenarbeit mit der Stadt Aßlar realisiert werden. Unser besonderer Dank gilt Bürgermeister Christian Schwarz sowie Herrn Krämer als Geschäftsführer des Lagunabads, die das Vorhaben von Beginn an offen begleitet und aktiv unterstützt haben. Dieses Zusammenspiel aus kommunaler Seite und bürgerschaftlichem Engagement zeigt, wie lokale Energiewende konkret gelingen kann.

Die Einweihung findet statt

Wann: Mittwoch, 22.04.2026, um 17:00 Uhr
Wo: Am Lagunabad, Europastraße 1, 35614 Aßlar

👉 https://maps.app.goo.gl/xMTJCEzSdWr52oW27

Sonnenfreunde und alle, die es werden wollen, sind herzlich eingeladen!

Doch diese Denkweise greift zu kurz — und kann im Zweifel richtig Geld kosten.

Denn die entscheidende Frage lautet nicht:
„Was kostet die Anlage?“
sondern:
„Was verdient sie?“

Der Denkfehler: Investoren kaufen Leistung statt Erlöse

Die Nennleistung einer Anlage (kWp) ist eine technische Größe. Der Ertrag hingegen ist eine wirtschaftliche.

Zwei Anlagen mit identischem Preis pro kWp können wirtschaftlich Welten trennen:

• Anlage A: 900 €/kWp, Einspeisung für 7 ct/kWh

• Anlage B: 1.200 €/kWp, aber 60 % Stromverkauf vor Ort zu 16 ct/kWh

Was auf dem Papier teurer wirkt, ist in der Realität oft die deutlich bessere Investition.

Denn:
Kilowattpeak zahlt keine Rendite — Kilowattstunden tun es.

Stromverkauf vor Ort: Der unterschätzte Renditetreiber

Beim Stromverkauf vor Ort wird der Solarstrom direkt in das Gebäude geliefert — dort, wo sonst Strom teuer eingekauft werden müsste.

Das verändert die Wirtschaftlichkeit grundlegend:

• Eingesparte bzw. ersetzte Strombezugskosten statt niedriger Einspeisevergütung.

• Stabilere Erlöse, weniger Abhängigkeit von Marktpreisen.

• Höhere Wertschöpfung am gleichen Standort.

• Lukrativer Weiterbetrieb nach Ablauf der EEG-Vergütung

Oder einfacher gesagt:
Jede Kilowattstunde vor Ort ist oft zwei- bis dreimal so viel wert wie eine eingespeiste.

Warum „billig“ schnell teuer wird

Eine Anlage ohne nennenswerten Stromverkauf vor Ort ist heute oft ein reines Volumengeschäft:

• niedrige Margen

• hohe Abhängigkeit von Marktpreisen

• lange Amortisationszeiten

Wer hier nur auf den Einkaufspreis schaut, optimiert am falschen Ende.

Denn selbst der beste Einkaufspreis kann schlechte Erlösstrukturen nicht kompensieren.

Der Unterschied liegt im Detail

Projekte mit Stromverkauf vor Ort entstehen nicht „von der Stange“.
Sie erfordern deutlich mehr Planungstiefe, Abstimmung und ein Verständnis für die reale Nutzung vor Ort:

• Lastgänge müssen analysiert und verstanden werden

• Erzeugung und Verbrauch müssen zueinander passen

• Verträge und Lieferstrukturen müssen sauber aufgesetzt sein

• Mess- und Optimierungskonzepte müssen umgesetzt werden

Kurz:
Diese Projekte brauchen deutlich mehr Liebe zum Detail.

Praxis: Starker Partner auf der Verbrauchsseite

Entscheidend ist dabei nicht nur die Technik, sondern vor allem die Abnehmerstruktur.

In der Praxis bewähren sich vor allem Projekte mit:

• Solventen, langfristig planbaren Stromkunden,

• etwa Kommunen oder alteingesessenen Gewerbebetrieben,

• mit stabilem Verbrauch über den Tag hinweg.

Diese Kombination macht aus einer PV-Anlage ein belastbares Geschäftsmodell.

Der Trend ist klar:
Weg vom anonymen Einspeisemodell — hin zur konkreten Energiepartnerschaft vor Ort.

Erfahrung aus der Praxis

Genau deshalb verschiebt sich auch der Fokus in der Umsetzung:
Der Großteil der neuen Projekte entsteht heute rund um den Stromverkauf vor Ort.

Nicht, weil es einfacher wäre — sondern weil es wirtschaftlich sinnvoller ist.

Fazit: Rendite entsteht hinter dem Zähler

Der größte Teil der Wertschöpfung liegt nicht im Netz, sondern im Gebäude.

Wer das ignoriert, kauft günstig — und verdient mittelmäßig (wenn überhaupt).

Wer es versteht, investiert durchdachter — und wird mit höheren und langfristigeren Erlösen belohnt.

Oder zugespitzt:
Nicht die günstigste Leistung gewinnt. Sondern der bestverkaufte Strom.

Beim Verein Standard: Qualität vor Quantität

Der Verein hat die ersten Anlagen mit Einspeisung ins Hausnetz bereits 2008 errichtet. Seit 15 Jahren werden systematisch alle neuen Projekte auf die Möglichkeit der Stromlieferung vor Ort geprüft, bei den meisten wird sie auch realisiert.

Der Verein rechnet dann mit dem Stromnutzer vor Ort ab und gibt die Erträge 1:1 an die Teilnehmer weiter.

Für Wohnungseigentümergemeinschaften, Kommunen, Wohnungsbaugesellschaften und -genossenschaften und große Vermieter eröffnet sich damit erstmals die Möglichkeit, größere Ladeinfrastruktur systematisch und wirtschaftlich umzusetzen.

Förderung: Substanziell – aber an klare Bedingungen geknüpft

Gefördert wird nicht nur die Wallbox selbst, sondern der gesamte infrastrukturelle Unterbau:

• 1.300 € je Stellplatz für die reine Vorbereitung

• 1.500 € je Stellplatz inkl. Ladepunkt

• 2.000 € je Ladepunkt bei bidirektionaler Technik

Förderfähig sind:

• Ladepunkte bis 22 kW

• Netzanschluss und Gebäudeelektrik

• Tiefbau und Installation

• Lastmanagement (zentrale Voraussetzung)

Damit rückt erstmals das in den Fokus, worauf es wirklich ankommt: die Infrastruktur hinter der Steckdose.

Die entscheidenden Hürden: Denken in Systemen

Das Programm setzt bewusst auf klare Mindestanforderungen:

• Mindestens 6 Stellplätze pro Objekt

• Mindestens 20 % der Stellplätze müssen eingebunden werden

• 100 % Strom aus erneuerbaren Energien

Diese „Und“-Logik ist politisch gewollt. Sie verhindert Insellösungen – und zwingt dazu, Ladeinfrastruktur von Anfang an als Gesamtsystem zu planen.

Für kleine Einzelmaßnahmen ist dieses Programm nicht gedacht.
Gefördert wird der strukturierte Ausbau ganzer Gebäude.

Lastmanagement: Der eigentliche Schlüssel

In der Praxis entscheidet nicht die Wallbox über den Erfolg – sondern das Lastmanagement:

• Vermeidung von Netzüberlastung

• Skalierbarkeit für zukünftige Nutzer

• Reduzierung von Anschlusskosten

Gerade in Bestandsgebäuden ist das der zentrale Hebel, um aus begrenzter Anschlussleistung maximale Ladefähigkeit herauszuholen.

Umsetzung: Mehr als nur Technik

Die eigentliche Herausforderung liegt selten in der Hardware, sondern im Projekt selbst:

• Beschlüsse in der WEG bzw. Baugenossenschaft

• Abstimmung mit Netzbetreibern

• Integration in die Gebäudetechnik

• zukunftsfähige Dimensionierung

Erfolgreiche Projekte entstehen nicht „nebenbei“.
Sie erfordern Planung – und Liebe zum Detail.

Strom mitdenken: Der wirtschaftliche Hebel

Besonders interessant wird das Thema, wenn Ladeinfrastruktur mit lokaler Stromerzeugung kombiniert wird:

• Photovoltaik auf dem Dach

• Stromverkauf vor Ort

• Nutzung im Gebäude und für Mobilität

Hier entstehen Modelle, die weit über das reine Laden hinausgehen – wirtschaftlich wie energetisch.

Timing: Wer vorbereitet ist, gewinnt

Die Förderung wird – wie so oft – nach dem Windhundprinzip vergeben. Startschuss: 15.4.2026:

• begrenztes Budget

• hohe Nachfrage zu erwarten

• Antragstellung über ein zentrales Portal

Entscheidend ist nicht nur die Idee, sondern die Vorbereitung:

• abgestimmte Beschlüsse

• technische Planung

• belastbare Kostenschätzung

Fazit: Vom Einzelanschluss zum System

Das neue Programm markiert einen Wendepunkt:

Weg von der einzelnen Wallbox, hin zur strategischen Ladeinfrastruktur im Gebäude

Für Kommunen, WEGs, Baugenossenschaften, Wohnungsbaugesellschaften und größere Bestände gilt:

Jetzt ist der richtige Zeitpunkt, Projekte vorzubereiten.
Denn wenn die Förderung greift, zählt vor allem eines: Geschwindigkeit.

Mehr Infos und Beantragung: https://www.laden-im-mehrparteienhaus.de/

Dabei gibt es die Antwort längst.

Sie steht nur nicht an der Zapf-, sondern an der Ladesäule.

Denn wer heute elektrisch fährt, tankt nicht mehr in Litern, sondern in Kilowattstunden – und genau das verschleiert, wie drastisch der Unterschied inzwischen ist. Rechnet man ehrlich um*, ergibt sich ein verblüffendes Bild:

• AC-Laden (z. B. zu Hause): rund 1,26 € pro „Liter“

• DC-Schnellladen: etwa 1,65 € pro „Liter“

• Mit eigener PV-Anlage: unglaubliche 0,36 € pro „Liter“

0,36 €. Für „Sprit“.

Das ist kein Zukunftsszenario, das ist Realität.

Und während sich die öffentliche Debatte weiter um exorbitante Dieselpreise dreht, fahren viele Menschen lächelnd an der Tankstelle vorbei – sie haben aus dem Ukrainekrieg für den Irankrieg gelernt.

Jeder Vierte hat es verstanden – und der Rest?

Die hohen Spritpreise haben für eine Boom bei E-Fahrzeugen gesorgt. In Deutschland ist inzwischen jedes vierte neu zugelassene Auto elektrisch. 25 %.

Das ist kein Nischentrend mehr. Das ist eine Richtungsentscheidung.

Doch man muss sich schon fragen:
Was haben sich die anderen 75 % eigentlich gedacht?

·         Weiter abhängig bleiben von globalen Krisen?

·         Weiter Preise akzeptieren, die man nicht beeinflussen kann?

·         Weiter hoffen, dass „es schon nicht so schlimm wird“?

Oder ist es die German Reichweitenangst?

Der günstigste Sprit kommt vom eigenen Dach

Die eigentliche Pointe liegt nämlich woanders:
Das erste Mal in der Geschichte kann man seinen „Sprit“ selbst produzieren.

Keine Tankstelle. Keine Preissprünge. Keine geopolitischen Risiken.

Nur Sonne.

Und ein Preis, der sich nicht verdoppelt, nur weil irgendwo auf der Welt ein Konflikt eskaliert.

Fazit: Die Debatte läuft in die falsche Richtung

Wir diskutieren über Spritpreise, als wären wir ihnen ausgeliefert.
Sind wir aber längst nicht mehr!

Die Frage ist nicht, wie teuer Diesel wird.

Die Frage ist, warum wir ihn überhaupt noch tanken.

Die Frage ist, wann wir in die Erzeugung investieren.

Am Rande: Die 400 Bürgersonnenkraftwerke des Vereins produzieren so viel Strom, dass man damit eine Strecke bis zum Mond, rd. 380.000 km, mit dem Auto fahren könnte – jeden Tag einmal und am nächsten Tag wieder zurück.

*) Für die Umrechnung haben wir zwei Fahrzeuge gewählt, mit realistischen Verbrauchswerten: einen Kleinwagen, der als Verbrenner 5 l Diesel oder als E-Fahrzeug 18 kWh pro 100 km verbraucht und ein SUV/Limousine mit 7 l Diesel bzw. 25 kWh pro 100 km. Die Preise pro kWh betragen 35 ct/kWh bei Strom von den Stadtwerken (zu Hause oder an einer AC-Ladesäule), 46 ct/kWh bei DC-Laden unterwegs (mit 5-€-Monatsabo) oder 10 ct/kWh beim Einsatz einer eigenen PV-Anlage.

Was ist da dran? Wie wird sich der Markt entwickeln? Was sollte ein PV-Investor jetzt beachten?

Schauen wir uns erst einmal die erste These „Preise von 20 ct/kWh“ an. Erst vor wenigen Jahren war der Energiemarkt durch den Ukrainekrieg aus dem Tritt gekommen. Daraus lässt sich lernen: Nach Beginn des Ukrainekrieges am 24.2.2022 stieg der Marktwert Solar von normalerweise 5-10 ct/kWh auf bis zu knapp 40 ct/kWh im Juli. Allerdings war der Strommarkt schon vorher angespannt, tatsächlich kamen die Preise bereits im Herbst 2021 in Bewegung (s. Grafik Marktwerte Solar 1-2021 bis 12-2024).

Anders heute: Noch ist der Kriegsbeginn am 28. Februar nicht auf den Spotmarkt durchgeschlagen. Obwohl der Markt schon seit dem Herbst 2025 volatiler geworden ist, liegen die Strompreise im üblichen Rahmen. Ein Ausreißen nach oben, wie unmittelbar nach Beginn des Ukrainekrieges ist bisher nicht zu beobachten (s. Grafik Spotmarktpreise 4-2025 bis 3-2026, bitte Skala links beachten!).

Fazit: Der Krieg im Mittleren Osten rechtfertigt nicht die Auffassung, auf die Lebensdauer einer PV-Anlage, also für 20 bis 40 Jahre, 20 ct/kWh auf dem Strommarkt zu erlösen. Zumal der Ukrainekrieg zeigt, dass sich die Märkte schon nach einigen Monaten wieder beruhigen und die Preise auf ihr ursprüngliches Niveau zurückkehren. Damit ist auch die Behauptung, PV-Anlagen würden bald 2.000 €/kWp kosten, nicht mehr haltbar.

Lösung: Tatsächlich ist der Strommarkt die schlechteste aller Möglichkeiten, seinen Solarstrom zu verkaufen. Viel ertragreicher: der Verkauf direkt vor Ort. Da hierbei die kompletten Netzentgelte von typischerweise rd. 10 ct/kWh sowie andere Umlagen (ca. 4 ct/kWh) für den Käufer entfallen, lassen sich Stromlieferverträge von 14-20 ct/kWh realisieren – allerdings nur für den vor Ort verkauften Anteil (die sog. Eigenverbrauchsquote).

Der Verein bietet fast alle Anlagen mit einer starken Eigenverbrauchsquote an, die über eine aufwändige Simulation ermittelt wird. Über das Mieterstrommodell oder die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung wird der Verkauf des Stroms vor Ort noch weiter optimiert. Handelt es sich dann noch um solvente Stromkäufer, z.B. Kommunen oder alteingesessene Unternehmen, kann man von einer Investition sprechen, die bis zu 40 Jahre lang ordentliche Erträge erwirtschaftet. Mithilfe von Preisgleitklauseln können diese in Zukunft sogar in die Nähe von 20 ct/kWh kommen.

Die Projektierung solcher Anlagen ist allerdings deutlich aufwändiger als reine Netzeinspeiseanlagen: Mehr Administration, mehr Verträge, mehr Abrechnungen, mehr Zähler, mehr Technik. Das kostet natürlich – bringt aber die Sicherheit einer dauerhaft lukrativen Anlage, statt eines 20-Cent-Strohfeuers zu Beginn.

Nach der Auftaktveranstaltung vor wenigen Wochen wurde nun in die Phase eingestiegen, in der Ideen gesammelt, priorisiert und in erste umsetzbare Ansätze überführt werden. Gemeinsam mit Akteuren aus Kommunen, Energieversorgung, Planung und Wirtschaft ging es in den Strategiegruppen zur Sache: Wo stehen wir wirklich, wo liegen die größten Hebel – und vor allem: was ist überhaupt machbar?

Der Verein arbeitet in zwei von vier Strategiegruppen mit: Die Strategiegruppe „Energie & Infrastruktur“ erarbeitet Vorschläge, wie der Ausbau der Erneuerbaren Energien, die Energieeffizienz und -einsparung sowie das Kommunale Energiemanagement befördert werden kann. Am Donnerstag, 19. März 2026 fand die erste Sitzung statt, zu der sich überraschend rund 50 Personen eingefunden hatten. In drei Gruppen wurden unzählige Vorschläge und Ideen zusammengetragen. Christian Quast war vom Verein dabei.

Die Strategiegruppe „Wirtschaft und Wertschöpfung“ lotet die Chancen aus, die mit dem Umstieg auf eine nachhaltige Energieerzeugung verbunden sind. Es sollen Wege gefunden werden, Kommunen, Unternehmen, Energiegemeinschaften und andere Initiativen besser zu vernetzen, Kooperationen zu stärken und Wertschöpfung in der Region zu halten. Sie fand am Donnerstag, 26. März, statt. Jan Simon, der für den Verein für den Kontakt zu den Verbänden hält, hat sich dort eingebracht.

Diskutiert wurden unter anderem Ansätze, die der Verein aus seiner täglichen Praxis gut kennt: stärkere Aktivierung kommunaler Liegenschaften, systematische Ansprache großer Dachbesitzer, neue Kooperationsmodelle zwischen öffentlichen und privaten Akteuren und die Frage, wie lokale Stromnutzung wirtschaftlich attraktiver gestaltet werden kann als die reine Einspeisung.

Gerade im Rhein-Main-Gebiet mit seiner hohen Dichte an Verbrauch und Infrastruktur liegt hier ein enormer Hebel. Wenn es gelingt, Erzeugung und Verbrauch besser zusammenzubringen – etwa über Mieterstrommodelle, die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung, andere Direktlieferungen oder neue Partnerschaften mit großen Stromabnehmern – entsteht nicht nur mehr Klimaschutz, sondern auch ein wirtschaftlich tragfähiges System, dass die Attraktivität der Region weiter erhöht.

Gleichzeitig wurde aber auch klar, wo es noch hakt. Komplexe regulatorische Rahmenbedingungen, langwierige Abstimmungsprozesse und fehlende Standardisierung bremsen weiterhin. Hier hat die Region leider wenig Einflussmöglichkeiten, die Regeln werden fast ausschließlich in Berlin gemacht.

Unser Fazit nach den ersten Arbeitsgruppen: Die Richtung stimmt, das Engagement erst recht. Jetzt kommt es darauf an, die identifizierten Maßnahmen konsequent zu schärfen, Verantwortlichkeiten zu klären und ins Machen zu kommen.

Der Verein bleibt dran – und bringt gerne seine Erfahrungen aus der Praxis in den weiteren Prozess ein. Ein besonderer Dank geht an den Regionalverband für die Initiative, besonders an Michael Voll, der die Projektleitung für die Fortschreibung des Regionalen Energie- und Klimaschutzprozess im Regionalverband übernommen hat.

Es ist März 2026, und Deutschland steckt erneut in einer Energiekrise. Seit Ende Februar bombardieren die USA und Israel den Iran, der mit Vergeltungsschlägen gegen die gesamte Golfregion antwortet. Die Straße von Hormus – durch die rund ein Fünftel des weltweiten Rohöls fließt – ist faktisch blockiert. Der Ölpreis ist auf über 100 Dollar pro Barrel geschossen, die europäischen Gasmärkte verzeichnen die größten Tagessprünge seit Jahren. Für die deutsche Wirtschaft ist das der nächste Schock, kaum vier Jahre nach der russischen Gaskrise.

Und mitten in dieser Krise wird überdeutlich: Die Energiepolitik von Wirtschaftsministerin Katherina Reiche führt Deutschland nicht aus der Abhängigkeit heraus – sie zementiert sie.

Gas statt Sonne

Reiche setzt auf den massiven Neubau von Gaskraftwerken und hat Ausschreibungen für 12 Gigawatt neue Kapazität angekündigt – Gaskraftwerke zuerst. Gleichzeitig plant ihr Ministerium, die Einspeisevergütung für neue Photovoltaik-Anlagen bis 25 Kilowatt komplett zu streichen. Privatpersonen und Bürgerenergiegemeinschaften sollen ihren Solarstrom künftig selbst an der Börse vermarkten – ein Modell, das für die meisten schlicht nicht umsetzbar ist.

Der Bundesverband Solarwirtschaft nennt das einen Frontalangriff auf die Energiewende. Hunderte Unternehmen haben innerhalb eines Tages einen Appell gegen diese Politik unterzeichnet. Selbst der Koalitionspartner SPD kritisiert den Kurs scharf.

Dieselbe Lektion, zum dritten Mal

Das Muster ist erschreckend vertraut: 2022 zeigte der Ukrainekrieg, wie fatal die Abhängigkeit von russischem Gas war. Jetzt wiederholt sich die Geschichte mit anderen Akteuren. Die Straße von Hormus ist die Achillesferse der globalen Energieversorgung – und wer in dieser Lage auf Gaskraftwerke setzt und gleichzeitig die Bürgersolarenergie abwürgt, hat die Lektion nicht gelernt.

Sonne und Wind müssen nicht importiert werden. Sie fließen nicht durch Meerengen, die ein Regime blockieren kann. Sie werden nicht von Pipelinesprengungen unterbrochen. Über 100 Gigawatt PV-Leistung sind in Deutschland bereits installiert, Erneuerbare liefern fast 60 Prozent unseres Stroms. Das ist eine Erfolgsgeschichte – die Reiche nun gefährdet.

Die Rechnung geht nicht auf

Reiche argumentiert mit den Kosten: 22 Milliarden Euro habe die EEG-Förderung 2024 gekostet. Das klingt viel – bis man es den rund 81 Milliarden Euro gegenüberstellt, die Deutschland jährlich für fossile Energieimporte ausgibt. Jede Krise treibt diese Summe weiter in die Höhe. Die Einspeisevergütung hingegen sinkt mit jeder Anlagengeneration und sichert 20 Jahre verlässlichen Strom – ohne Preisschocks, ohne geopolitische Erpressbarkeit.

Besonders fatal: Ohne Einspeisevergütung lohnt sich eine Solaranlage nur noch für Haushalte, die fast ihren gesamten Strom selbst verbrauchen – also für Besitzer großer Häuser mit Wärmepumpe, Speicher und E-Auto. Die Energiewende wird zum Projekt für Wohlhabende. Alle anderen bekommen die Botschaft: Mitmachen lohnt sich nicht mehr.

Es gibt nur einen Weg

Der Irankrieg ist der dritte Weckruf innerhalb weniger Jahre. Es gibt keine sichere fossile Lieferkette, keine stabile Gaspipeline, kein verlässliches LNG-Terminal, das vor den Auswirkungen eines Krieges geschützt wäre. Der einzige Weg in eine tatsächlich sichere Energieversorgung führt über den konsequenten Ausbau erneuerbarer Energien – gerade auch der dezentralen Bürgerenergie, die Reiche mit ihrer EEG-Reform zu ersticken droht.

Was Deutschland jetzt braucht, ist nicht weniger Förderung für Solar, sondern mehr: mehr Dachanlagen, mehr Bürgersonnenkraftwerke, mehr Speicher, mehr Engagement der Bürgerinnen und Bürger für ihre eigene Energieunabhängigkeit. Katherina Reiches Kurs – Gas statt Sonne, Großkonzerne statt Bürgerenergie – ist ein Irrweg. Die aktuelle Krise beweist es.

Besonders spannend für den Verein sind dabei Lösungen zur besseren Integration von Photovoltaik, Energiemanagement und Elektromobilität in Gebäuden, da diese Themen auch für zukünftige Bürgerenergieprojekte immer wichtiger werden.

Ein besonderer Bezug zur Messe besteht auch dadurch, dass die Sonneninitiative Bürgersonnenkraftwerke auf dem Parkhaus der Messe sowie auf der Messehalle 10 betreibt. Die Anlagen erzeugen klimafreundlichen Solarstrom direkt am Messegelände und zeigen, welches Potenzial große Dachflächen für die Energiewende haben.

Der Besuch der Messe bot daher nicht nur einen Überblick über neue technische Entwicklungen, sondern auch zahlreiche Impulse für zukünftige Projekte der Bürgerenergie.

Für Investoren ist dabei entscheidend, sauber zu unterscheiden. Bestehende Anlagen genießen Bestandsschutz. Photovoltaikanlagen, die bereits in Betrieb sind oder ihren gesetzlichen Vergütungsanspruch erworben haben, behalten nach aktuellem Stand ihre zugesagten Konditionen. Laufende EEG-Vergütungen sind rechtlich abgesichert.

Für bestehende PV-Anlagen besteht daher kein Handlungsbedarf.

Anders stellt sich die Lage für neue Projekte dar.

Systemwechsel bei Neuanlagen

Sollten die geleakten Pläne umgesetzt werden, würde sich das Investitionsumfeld für bestimmte künftige Anlagen spürbar verändern:

• Keine staatlich garantierte 20-jährige Vergütung mehr

• Größere Abhängigkeit von Strommarktpreisen

• Pflicht zur Direktvermarktung

• Höhere technische und administrative Anforderungen

Die bisherige EEG-Vergütung war weniger eine Subvention als vielmehr ein Instrument der Investitionssicherheit. Planbare Cashflows ermöglichten stabile Finanzierungsmodelle, insbesondere für Bürgerenergieprojekte, kommunale Dächer und mittelständische Unternehmen.

Eine stärkere Marktorientierung bedeutet nicht automatisch geringere Wirtschaftlichkeit – sie bedeutet jedoch eine veränderte Risikostruktur.

Warum das aktuelle Zeitfenster relevant ist

Solange die bestehende EEG-Systematik gilt, profitieren neue Projekte noch von:

• gesetzlich definierter Vergütung

• langfristiger Planungssicherheit

• klar kalkulierbaren Amortisationszeiträumen

• stabiler Renditebasis

Für Investoren entsteht damit ein klar umrissenes Zeitfenster, in dem Projekte unter bekannten und verlässlichen Rahmenbedingungen realisiert werden können.

Strategische Ausrichtung: Hoher Eigenverbrauch als Absicherung

Die aktuelle politische Entwicklung bestätigt eine strategische Entscheidung, die der Verein bereits in den vergangenen Jahren konsequent verfolgt hat.

Schon früh war absehbar, dass die klassische Einspeisevergütung perspektivisch an Bedeutung verlieren würde. Deshalb liegt der Fokus bei neuen Projekten zunehmend auf:

• Standorten mit hohem Eigenverbrauch

• kommunalen und gewerblichen Abnehmern mit stabilem Lastprofil

• langfristigen Stromlieferverträgen

• Kombinationen aus Direktverbrauch und Einspeisung

Ein hoher Eigenverbrauchsanteil reduziert die Abhängigkeit von Fördermechanismen und stärkt die wirtschaftliche Robustheit einer Anlage – unabhängig von regulatorischen Änderungen.

Gerade für investierende Bürgerinnen und Bürger bedeutet das:
Projekte, die auf reale Stromnachfrage im Gebäude basieren, verfügen über eine zusätzliche Ertragssäule neben der gesetzlichen Vergütung.

 Einordnung für Investoren

1. Bestehende Anlagen sind abgesichert.

2. Neue Anlagen könnten künftig stärker marktabhängig sein.

3. Projekte mit hohem Eigenverbrauch sind strukturell widerstandsfähiger.

4. Investitionen unter aktuellen EEG-Bedingungen bieten maximale Planungssicherheit.

Fazit

Die Energiewende tritt in eine neue Phase ein. Politisch zeichnet sich ein Übergang von einem förderbasierten zu einem stärker marktorientierten System ab.

Für Investoren bedeutet das keine Unsicherheit für bestehende Engagements – wohl aber strategische Entscheidungen für zukünftige Investitionen.