Photovoltaik-Projekte können auf zwei Arten gehandelt werden: Durch den Kauf und Verkauf von Anteilen einer Projektgesellschaft, in der die PV-Anlage liegt (Share-Deal), oder durch die Transaktion der alleinigen Solaranlage (Asset-Deal). In diesem Artikel erläutern wir Ihnen kurz und knapp die wichtigsten Unterschiede beider Transaktionsarten.
Der Ausbau von Solartechnik ist eines der wichtigsten Themen dieser Zeit. Deutschlands Unternehmen investieren dabei aber noch zu wenig in klimafreundliche Projekte – die Ambitionen müssen in Zukunft mehr als verdoppelt werden. Die Finanzierung solcher Vorhaben gestaltet sich jedoch oft als Herausforderung. Fintech-Kredite bieten hier eine pragmatische Zwischenlösung. In diesem Beitrag erfahren Sie, wann Unternehmen, die in Solartechnik investieren wollen, von Fintech-Krediten profitieren können.
Noch vor der parlamentarischen Sommerpause wollte das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz im Rahmen des “Solarpakets I” sogenannte Biodiversitäts-PV ermöglichen. Der Ansatz bietet einen vielversprechenden Doppelnutzen: Er erweitert die Flächenkulisse für Solarparks und fördert die Biodiversität.
Abgezielt wird auf vier Prozent der landwirtschaftlichen Flächen, die Landwirt*innen ab 2024 verpflichtend aus der aktiven Bewirtschaftung nehmen müssen, um ihre EU-Flächenprämie weiterhin zu erhalten. Hinzu kommen weitere Flächen im Rahmen der Öko-Regelungen. Wenn die Bundesregierung den Vorschlag realisiert, wird ein beträchtliches Flächenpotenzial entstehen. Laut WWF benötigen wir für 100 Prozent erneuerbare Energien zwei Prozent der gesamten Landesfläche für Wind- und Solarparks. Da etwa die Hälfte aller Flächen in Deutschland landwirtschaftlich sind, entsprechen alleine die aus der Nutzung genommenen Flächen dem Gesamtflächenbedarf der Energiewende.
Auf den für die Bewirtschaftung gesperrten Flächen neue Einnahmemöglichkeiten zu schaffen, kommt zudem landwirtschaftlichen Betrieben wirtschaftlich entgegen. Denn die EU-Verpflichtung zu Brachzeiten schränkt landwirtschaftliche Erträgsmöglichkeiten kurzfristig ein, auch wenn sie einer langfristig ertragssichernden Bodenregenerierung dienen.
Gemeint sind Solarparks, auf denen parallel Solarstrom erzeugt und extensive Landwirtschaft betrieben wird. Biodiversitäts-PV ist eine umfassende Form von Agri-PV. Gegenüber hoch aufgeständerter Agri-PV ist die Konstruktion der biodiversitätsfördernden Solarparks deutlich einfacher. Das BMWK plant eine einheitliche Definition für Biodiversitäts-PV, die über das EEG gefördert werden soll. Laut den Plänen des Ministeriums sollen für Biodiversitäts-PV-Anlagen keine Ausgleichsflächen gefordert werden.
Wie Biodiversitäts-PV konkret umgesetzt werden kann, hat der Bundesverband Neue Energiewirtschaft in Form eines Rechtsgutachtens ausdefiniert. Das Gutachten umfasst Gesetzesvorschläge, wie Biodiversitäts-Photovoltaik im EEG und Agrarrecht verankert werden könnte. Ihm zufolge müssten bei Biodiversitäts-PV die Reihenabstände auf mindestens 3,5 bis 4 m erweitert werden, was für eine homogene Wasserverteilung wichtig ist. Mit extensiver Bewirtschaftung ist eine saisonale Beweidung oder maschinelle Bewirtschaftung gemeint, die mit schonender Technik durchgeführt werden soll (z. B. Doppelmesser-Mähtechnik, kein Mulchen). Je nach Bewirtschaftungskonzept müsste das Mähgut abgefahren werden. Dem Rechtsgutachten folgend, müssten auf der Fläche mindestens vier regionale Kennarten nachweisbar sein oder die Anforderungen an nicht-produktive Flächen müssten eingehalten werden.
Offenbar hat es die Biodiversitäts-PV jedoch nicht in das Solarpaket I geschafft, da es in dem Referentenentwurf “eines Gesetzes zur Steigerung des Ausbaus photovoltaischer Energieerzeugung” nicht enthalten ist. Ob hier nachgebessert wird, oder ob Biodiversitäts-PV in dem geplanten Solarpakat II einen Platz finden wird, muss abgewartet werden.
Sinnvoll wäre dies, denn Artenschutz ist von hoher Bedeutung: Die Biodiversität steckt ebenso wie das Klima in einer massiven Krise, die beide auf ernsthafte Lösungen warten. Vom Aussterben bedroht sind über 10 Prozent der in Europa beheimateten Arten.
Falls Biodiversitäts-PV von der Bundesregierung doch noch beschlossen wird, würde intensiv genutztes Acker- und Grünland in extensiv genutztes Dauergrünland umgewandelt werden. Auf Grünland kommen laut dem Bundesamt für Naturschutz 40 % aller in Deutschland gefährdeten Farn- und Blütenpflanzen vor. Scheitert das BMWK jedoch mit seinem Vorschlag, dann werden alle der genannten Flächen zu Brachland.
Die für die Biodiversität entscheidende Frage lautet deshalb, ob Brachland oder extensiv bewirtschaftetes Dauergrünland besser für die Artenvielfalt ist. Diese Frage lässt sich nicht pauschal beantworten. Denn es kommt dabei darauf an, was vorher auf der Fläche geschah und was für Flächen in der Umgebung sind. Wenn mit der Fläche z.B. Korridore zwischen Habitaten entstehen, dann wäre eine dauerhafte Bewirtschaftung als extensives Grünland zu bevorzugen.
Der wesentliche Faktor im Vergleich ist jedoch die Zeit. Eine einjährige Nutzungspause als Brachland reicht bereits aus, um den Regeln der EU zu entsprechen. Üblich sind beim Brachland Nutzungspausen von weniger als fünf Jahren. Mit Biodiversitäts-PV würden Nutzungspausen von über 20 Jahren entstehen.
Vereinfacht lässt sich sagen, dass extensives Dauergrünland die Artenvielfalt besser schützt als kurze Brachzeiten. Langjährige Brachen und Dauergrünland hingegen sind beide ökologisch wertvoll – für unterschiedliche Arten. Langjährige Nutzungspausen und Dauergründland sind wichtig für den Boden- und Gewässerschutz.
Solarparks sind auch ohne Biodiversitäts-PV in den meisten Fällen ein Gewinn für die Biodiversität: Sie können für selten gewordene Flora und Fauna in der Agrarlandschaft hilfreiche „Trittsteine” bieten. Dies zeigen sowohl Untersuchungen des Bundesverbandes Neue Energie als auch die begleitenden Untersuchungen der TH Bingen, aus dem die Praxishinweise für naturverträgliche und biodiversitätsfördernde Solarparks abgeleitet wurden. Ausschlaggebend dafür, wie sehr die Biodiversität gesteigert werden kann, ist immer die vorherige Nutzung der Fläche. Insbesondere gegenüber einem vormals intensiv bewirtschafteten Acker bietet ein normaler Solarpark für deutlich mehr Arten einen Lebensraum.
Als Risiken für die Biodiversität durch Solar-Freiflächenanlagen gibt das Bundesamt für Naturschutz u.A. folgende Auswirkungen zu bedenken:
Die Autor*innen der FH Bingen fordern zusätzliche Maßnahmen für die Biodiversität, die über die Effekte normaler Solarparks hinausgehen. Sie unterscheiden zwischen den obligatorischen naturschutzrechtlichen Verpflichtungen, wie z.B. Eingriffsregelung und Ausgleichsbedarf, sowie Artenschutzvorgaben und darüber hinausgehende freiwillige Maßnahmen. Erst bei zusätzlichen Maßnahmen entstünde der Argumentation folgend ein Mehrwert für die Natur.
Auch ohne das Konzept der Biodiversitäts-PV können Betreiber*innen bestehender Solarparks und Projektierer*innen in der Planungsphase ihre Solarparks naturverträglich gestalten. Dafür bietet ein Leitfaden der TH Bingen konkrete Praxishinweise. Zudem unterzeichnen immer mehr Projektierer*innen die Selbstverpflichtung „Gute Planung”, die eine Steigerung der Artenvielfalt umfasst.
In der Planung kann ein Mehrwert für die Biodiversität unter anderem geschaffen werden, indem größere Reihenabstände (> 3,5 m, besser 5 m) eingehalten, so wenig Flächen wie möglich versiegelt, Zäune 15 – 20 cm oberhalb des Bodens angebracht, bei großen Anlagen (ab ca. 500 m) Wanderkorridore für große Tiere freigehalten oder Plätze für Blühstreifen oder Hecken freigelassen werden.
Eine an den Standort angepasste und ökologisch orientierte Pflege ist ausschlaggebend für die Naturverträglichkeit einer Fläche. Fachplaner*innen können auch bei bereits bestehenden Anlagen sogenannte Zielbiotope entwickeln und daraus ein differenziertes Pflegemanagement ableiten. So wissen sie u.A, was gesät oder gepflanzt werden sollte, wie die Fläche ökologisch sinnvoll freigehalten werden kann, ob Humus aufgebaut oder der Boden ausgehagert werden sollte u.v.m.
In der Anlagenplanung bestehen hierfür natürlich größere Gestaltungsspielräume. In den Prozess kann auch der lokale Naturschutz eingebunden werden. Sehr vorbildliche Solarparks könnten in der Öffentlichkeitsarbeit ggf. sogar durch Patenschaften (z.B. über NABU/BUND) eine Rolle spielen.
Die Flächen müssen grundsätzlich freigehalten werden, um ertragsmindernde Schattenbildung auf den PV-Modulen zu verhindern. Damit daraus ein artenreiches Grünland erwächst, kommen unterschiedliche, an den Standort und die Anlage angepasste Formen einer extensiven Bewirtschaftung bzw. Pflege infrage. „Extensiv“ bedeutet zunächst, dass weder Gifte noch Dünger zum Einsatz kommen.
Sollte die Fläche gemäht werden, spielt die Mähtechnik eine Rolle: Die TH Bingen empfiehlt Balkenmäher mit einer Mindesthöhe von 10 cm. Auch die Zeitpunkte und die möglichst geringen Frequenzen der Mahd können naturschutzfachlich unter Berücksichtigung der Bedürfnisse der Betreiber*innen festgelegt werden. Bei bodennah installierten PV-Modulen muss leider öfter gemäht werden. Wenn ein vormals überdüngter Acker ausgehagert werden soll, sollte das Mähgut abtransportiert werden. Die Mahd kann zudem alternierend organisiert werden, indem jährlich abwechselnd auf der Fläche geeignete Teilbereiche ungemäht bleiben, die Winterfutter, Überwinterungsquartiere und Zufluchtsräume bieten.
Noch besser für die Biodiversität ist eine Beweidung mit Schafen oder Ziegen. Denn durch das sukzessive Abgrasen bleibt immer ein ausreichendes Blütenangebot erhalten. Zudem öffnen die Klauen der Tiere den Boden, wo dann konkurrenzschwache Arten keimen oder sich Wildbienen ansiedeln können. Wichtig für die Beweidung ist, dass an den Modulen keine Flacheisen vorstehen, scharfe Kanten gebrochen und freihängende Kabel vermieden werden. Ebenfalls sollten die Wechselrichter und Stecker geschützt werden, an denen sich die Tiere gerne reiben. Die Mindesthöhe der Unterkante der Solarmodule soll in der Regel 80 cm betragen (was bei vielen Anlagen der Fall ist), damit die Schafe darunter durchlaufen können und nicht unruhig werden, weil sie voneinander getrennt werden.
Das Saat- oder Pflanzgut sollte möglichst gebietsheimisch sein. Kostengünstig können die Samen auch über Heu eingetragen werden, welches von benachbartem Grünland stammt. Je nach Standort können zusätzliche Biotope geschaffen werden:
Zu dem Leitfaden für naturverträgliche und biodiversitätsfreundliche Solarparks der TH Bingen gelangen Sie hier.
Die Solarbranche hat die Chance erkannt, neben dem Klimaschutz auch etwas für die Biodiversität tun zu können. Immer mehr Photovoltaik-Unternehmen unterzeichnen die Selbstverpflichtung des Bundesverbandes Neue Energiewirtschaft. Mehr über die Inhalte der Selbstverpflichtung für eine gute Planung von Photovoltaik-Freilandanlagen erfahren Sie hier auf dem Blog. Die Selbstverpflichtung umfasst neben der Steigerung der Biodiversität auch Verpflichtungen gegenüber den Gemeinden, der Verwaltung und den Bürger*innen. Sie verpflichtet ebenso zu einem fairen Umgang mit Landwirt*innen und zu einer Integration der Photovoltaik-Anlagen in die Landschaft.
Der Vorteil von Biodiversitäts-PV gegenüber Einzelaktionen oder der Selbstverpflichtung liegt in seiner Breitenwirksamkeit. Zu dieser trägt bei, dass die Umsetzbarkeit der Anforderungen an Biodiversitäts-PV vorraussichtlich einfach sein wird. Für Investierende mit Impact-Fokus können PV-Projekte mit darüber hinausgehenden Mehrwerten für die biologische Vielfalt attraktiv sein. Artenvielfalt in Solarparks lässt sich gut mit Fotos und Fakten belegen.
Während manche ökologischen Vorteile durch Kosteneinsparungen erzielt werden, bedarf es für andere mehr Platz. Dieser geht ein Stück weit zu Lasten der Erträge bzw. erhöhten Pacht- und Pflegekosten. Zu Projektbeginn ist die Investition in eine*n Fachplaner*in hilfreich. Etwaige Ausgleichsmaßnahmen lassen sich so organisieren, dass sie direkt auf der Fläche erbracht werden. Zudem ist es eine Frage der Priorisierung. Neben der finanziellen Rendite kann die nachweisliche ökologische Rendite ebenfalls als attraktiv empfunden werden. Durch die zusätzlichen Biotope und die Einbindung des Naturschutzes lässt sich neben der Biodiversität auch die Akzeptanz von PV-Projekten vor Ort steigern.
Wie und wie oft müssen Solaranlagen gewartet werden, um dauerhaft Erträge zu sichern? Welche Schäden an der Solaranlage können durch Wartung vermieden werden? Erfahren Sie, wie ein technisch und wirtschaftlich sorgfältiger Betrieb gelingt.
Am Höhepunkt der Energiekrise im August 2022 waren die Großhandelspreise für Strom gegenüber dem Vorjahr um das Fünffache angestiegen. Parallel dazu stieg auch der Marktwert von Solarstrom. Der Preisanstieg hatte im Herbst 2021 begonnen und scheint sein Ende gefunden zu haben: Im Juni 2023 sind die Strompreise zurück auf das Niveau gesunken, auf dem sie im Sommer vor der Energiekrise waren.
Wann rechnet sich das Repowering einer Photovoltaikanlage? Welche juristischen Fallstricke müssen Sie beachten? Erfahren Sie, wie ein Repowering die Leistung und die Rentabilität Ihres Investments steigern kann.
Warum und wie sind Fremdfinanzierungen beim Kauf einer PV-Anlage sinnvoll? Welche Vor- und Nachteile gehen mit den Möglichkeiten einher? Erfahren Sie, wie Sie eine Solar-Finanzierung angehen und was Sie dabei beachten sollten.
Voraussetzung für jeden Kauf oder Verkauf eines PV-Projektes ist, dass Sie wissen, wie viel es wirklich wert ist. Es muss klar sein, welche Rendite Sie erwarten können und wie weit sich diese optimieren lässt. Der Preis ist ein ausschlaggebendes Entscheidungskriterium dafür, ob eine Investition oder ein Verkauf sinnvoll sind. Wie aber lässt sich der Wert von PV-Projekten seriös ermitteln?
In der Photovoltaikbranche rätseln derzeit viele, wie sie ihre Gewinne korrekt an den Staat abführen sollen. Dazu zwingt sie das Gesetz zur Einführung einer Strompreisbremse (StromPBG). Das komplexe Bürokratiemonster subventioniert den in der Energiekrise teurer gewordenen Strom. Zur Gegenfinanzierung schöpft es „Zufallsgewinne” von Kraftwerksbetreibenden ab. Aufgrund des Börsendesigns profitieren preiswerte Energiequellen wie Photovoltaik derzeit von hohen Börsenstrompreisen.
Um ein wenig Licht ins Dunkel der Gewinnabschöpfung zu bringen, haben wir für Betreiber von Photovoltaikanlagen in diesem Artikel Antworten auf die wichtigsten Fragen zusammengestellt.
Ganz gleich, wie Sie zur Gewinnabschöpfung (= Erlösabschöpfung) stehen und auch, wenn Sie sich eigentlich lieber voll auf die Umsetzung der Energiewende konzentrieren würden: Das Thema muss sorgfältig abgearbeitet werden. Denn Fehler werden hart bestraft. Zudem müssen wirtschaftlich signifikante Entscheidungen getroffen werden.
Nach der Lektüre dieses Artikels sollten Sie einordnen können, ob Sie von der Erlösabschöpfung betroffen sind und grundlegend verstehen, was bei Gewinnabschöpfung beachtet werden muss.
Ab einem Megawatt installierter Leistung müssen Betreibende von PV-Anlagen Überschusserlöse abführen. Ob die Megawattgrenze juristisch überschritten worden ist, muss bei Anlagenerweiterungen und -zusammenfassungen anhand des Vergütungsrechts im Einzelfall geprüft werden.
Unter die Erlösabschöpfung fallen PV-Anlagen, deren Strom über die geförderte Direktvermarktung oder sonstige Direktvermarktung (PPAs) vermarktet werden. Ausgenommen hingegen sind PV-Anlagen mit fester EEG-Vergütung.
Ebenfalls ausgenommen ist Solarstrom, der ohne Nutzung des öffentlichen Stromnetzes direkt vor Ort verbraucht wird – sprich Eigenverbrauch oder direkte Stromlieferverträge.
Als Betreibende versteht das Gesetz diverse Gesellschafter- und Unternehmens-Konstellationen sowie Vermarktungsverhältnisse.
Ebenfalls abgeführt werden müssen Gewinne aus eigenen Absicherungsgeschäften. Dies sind sogenannte „Hedges” am Terminmarkt, bei denen zukünftige Strommengen zu einem festen Preis gehandelt werden. Damit haben die meisten „normalen” Anlagenbetreiber oder Projektentwickler jedoch nichts zu tun, da sie ihre Direktvermarkter nur beauftragen. Selbst – oder durch mit Ihnen verbundene Unternehmen – durchgeführte Absicherungsgeschäfte müssen berücksichtigt werden (z.B. Stadtwerke). Absicherungsgeschäfte mit Verlusten können zu einer Verkleinerung des abzuführenden Betrages führen.
Ebenfalls zur Kasse gebeten werden Betreibende von Braunkohle-, Atom-, Abfall-, Mineralöl- und Windkraftwerken. Ausgenommen sind Steinkohle, Gase, leichtes Heizöl und gespeicherter Strom.
Es werden die Erlöse abgeschöpft für Strommengen, die in der Bundesrepublik Deutschland zwischen dem 1.12.2022 und dem 30.6.2023 erzeugt wurden bzw. werden.
Dieser Zeitraum kann bis zum 30.4.2024 verlängert werden.
Ob es zu einer Verlängerung kommt, soll ein Bericht der Bundesregierung klären, der Ende Mai 2023 vorliegen muss. Spätestens dann sollten Sie überblicken können, in welchem Umfang Sie im Zuge der Strompreisbremse zur Kasse gebeten werden.
Diese Frage haben die Energiemarktexperten von Aurora Energy Research in einer Studie beantwortet und berechnet, welcher Anteil der Einnahmen im Durchschnitt abgeschöpft wird:
Laut den Autoren sind per Marktprämie subventionierte PV-Anlagen wegen schärferer Obergrenzen deutlich stärker betroffen sind als nicht-subventionierte PV-Anlagen.
Diese Einnahmeverluste in den Monaten der Abschöpfungslaufzeit sind gravierend. Die Abschöpfung erfolgt ab dem 1. Dezember 2022. Sie endet frühestens am 30. Juni 2023 und spätestens am 30. April 2024. Vorab waren rückwirkende Eingriffe bis in den September oder März hinein diskutiert worden. Die Abschöpfung fällt demnach bei Altanlagen für sieben bis 18 Monate der über zwanzigjährigen Betriebszeit an.
Die langfristige Wirtschaftlichkeit und Profitabilität von Erneuerbare-Energien-Anlagen sei jedoch durch die in Deutschland geplante Abschöpfung nicht gefährdet. Laut den Berechnungen des aus der Oxford-Universität hervorgegangenen Analysehauses seien viele erneuerbare Energien aufgrund der hohen Strompreise erstmals im großen Stile ohne Subventionen rentabel. Auch mit Gewinnabschöpfung würden die Anlagen auf ihre gesamte Lebenszeit gesehen so hohe Renditen wie noch nie erwirtschaften können. Aurora wird hierbei noch etwas konkreter: So reduziere sich der interne Zinsfuß (IRR) über den gesamten Betrachtungszeitraum nur um etwa einen Prozentpunkt. Die Ergebnisse werden jedoch differenziert und eingeschränkt:
In Deutschland wird mehr abgeschöpft, als die EU im Oktober mit ihrer „EU-Notfall-Strom-Verordnung” vorgegeben hatte. In der Bundesrepublik gelten unterschiedliche „technologiespezifische Erlösobergrenzen” (=Referenzwerte). Diese Werte sind im Kern der Betrag, den Sie behalten dürfen. Bei der Photovoltaik orientiert sich die Erlösobergrenze am anzulegenden Wert, der aus der für die jeweilige PV-Anlage geltenden Fassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes hervorgeht.
Wie der Überschusserlös und der Referenzwert ermittelt werden, kommt auf das zugrunde gelegte Berechnungsmodell und die Art der PV-Anlage an. Bei PPAs können Sie unter bestimmten Voraussetzungen wählen, ob Sie sich nach dem Standardmodell oder dem Spitzabrechnungsmodell veranlagen.
Überschusserlöse können um eigene Absicherungsgeschäfte korrigiert werden.
Als Preis wird bei der Photovoltaik der Monatsmarktwert Solar herangezogen. Sollte der Spotmarktpreis in einzelnen Stunden unterhalb des Monatsmarktwertes gelegen haben, kann der herangezogene Monatsmarktwert für diese Zeiträume in einem aufwändigen Verfahren nach unten korrigiert werden.
Der Sicherheitszuschlag beträgt bei geförderten Anlagen 3 Cent/kWh. Bei ungeförderten Anlagen entfällt er.
Bei „anlagenbezogenen Vermarktungsverträgen” können Sie einmalig wählen, ob Sie das Standardmodell oder das Spitzabrechnungsmodell zugrunde legen. Anlagenbezogene Vermarktungsverträge sind PPAs, über die Solarstrom an Dritte vermarktet wird. Die Wahlmöglichkeit hängt zudem vom Inbetriebnahme- und Vertragsdatum ab. Zudem wird dabei zwischen Bestands- und Neuanlagen unterschieden.
Wenn Sie sich mit einem Fixpreis-PPA für das Standardmodell entscheiden, besteht das Risiko eines Minusgeschäftes – nämlich dann, wenn Sie einen höheren Abschöpfungsbetrag überweisen müssen, als Ihnen Ihr Stromkunde bezahlt. Wirtschaftlich kommt deshalb bei Fixpreis-PPA häufig nur das Spitzabrechnungsmodell in Frage.
Mit der ersten Erklärung zum 31.07.2023 beim Übertragungsnetzbetreiber wird die Auswahl des Berechnungsmodells für alle Abrechnungszeiträume zementiert.
Wie im Standardmodell können die Strommenge um Redispatch-Strommengen und der Vertragspreis um Absicherungsgeschäfte korrigiert werden.
Überwiesen werden muss der Abschöpfungsbetrag an den Anschlussnetzbetreiber.
Erstmalig gezahlt werden muss er am 15.8.2023 für den Zeitraum Dezember 2022 bis April 2023. Danach geht es quartalsweise weiter am 15.12.2023.
Anlagenbetreibende müssen sich selbst veranlagen und ausrechnen, wie hoch ihre „Überschusserlöse” ausfallen.
Die Umsetzung der Veranlagung ist adminanstriv aufwändig, kompliziert und anfällig für Fehler. Fahrlässige Fehler und Falschangaben werden mit scharfen Straf- und Bußgeldbestimmungen quittiert.
Aus diesen Gründen ist für viele Betreibende eine Rechtsberatung durch spezialisierte Anwaltskanzleien sinnvoll. Alternativ kann auf Fachsoftware zurückgegriffen werden, die laut Anbieter die Berechnungen und Meldungen automatisch und rechtssicher übernehmen kann.
Der Gesetzgeber hat zur Durchsetzung der Gewinnabschöpfung scharfe Straf- und Bußgeldbestimmungen festgelegt. Alle Erklärungen und Zahlungen müssen pünktlich erfolgen. Kontrolliert wird die Veranlagung von der Bundesnetzagentur. Diese darf hierzu Auskünfte verlangen und Unterlagen anfordern. Zudem verfügt sie über Betretungsrechte.
Wer fahrlässig oder vorsätzlich Fehler macht, dem können Geldbußen bis zu 4 Prozent des Jahresumsatzes auferlegt werden. Vorsätzliche Falschangaben können mit Freiheitsstrafen bis zu fünf Jahren bestraft werden. Bei gefälschten Belegen drohen sogar bis zu 10 Jahren Haft.
Würde sie ein Fachanwalt bei der Veranlagung falsch beraten, haftet dieser, sofern Sie einen Beratungsfehler nachweisen können.
Beim Einsatz einer Fachsoftware haftet der Anbieter für Berechnungsfehler. Für die korrekte Eingabe der Daten bleiben Sie als Anlagenbetreiber selbst verantwortlich.
Den Analysten von Aurora-Energy zufolge hat die monatelange Diskussion über die Gewinnabschöpfung die am Markt teilnehmenden PV-Unternehmen gehörig verunsichert. Der Gesetzgeber habe für einen Vertrauensverlust gesorgt. Zudem steht die Dauer der Maßnahme und damit die konkrete Belastung in den Sternen, was in der Natur der Sache liegt, da niemand absehen kann, wie lang sich die Energiekrise hinziehen wird. In dieser Gemengelage verunsichern zudem Pläne der EU-Kommission für eine grundlegende Reform des Strommarktdesigns im diesem Jahr. Auch die Material- und Finanzierungskosten von PV-Anlagen sind gestiegen. Aus diesen Gründen könnten Investoren das Risiko von Photovoltaik-Assets negativer einschätzen.
Folgerichtig wird die Energiewende durch die Strompreisbremse gebremst, was widersinnig ist, da eben genau erneuerbare Energien die Strompreise langfristig stabilisieren und senken können – ein Dilemma. Denn grundsätzlich ist Solidarität mit privaten und unternehmerischen Stromkunden angebracht, auch wenn sich über dessen Ausgestaltung vortrefflich streiten lässt.
