Inhaltsverzeichnis

1. Warum brauchen Unternehmen 2025 eine rationalere Entscheidungsbasis für Photovoltaik-Investitionen?
2. Förderstruktur im aktuellen EEG und drei zentrale Compliance-Hürden für Unternehmen
3. Kontrollstrukturen und Förderzuordnung in gewerblichen Photovoltaik-Investitionsmodellen
4. Strukturparameter und Machbarkeitsbewertung im Renditemodell von PV-Projekten
5. Schlussfolgerung: Von Subventionsarbitrage zur Asset-Strategie – eine Neubewertung des langfristigen Werts gewerblicher PV-Investitionen

1. Warum brauchen Unternehmen 2025 eine rationalere Entscheidungsbasis für Photovoltaik-Investitionen?

Im Jahr 2025 befindet sich das Investitionsumfeld für Photovoltaik in deutschen Unternehmen in einem strukturellen Wandel. Die Entscheidungsfindung geht längst über die einfache Frage hinaus, ob eine PV-Anlage installiert werden soll:

• Nachlassende Förderrendite: Laut Daten der Bundesnetzagentur ist die Einspeisevergütung für die meisten Dachanlagen seit Q4 2024 auf ≤0,10 €/kWh gesunken, während der durchschnittliche Gewerbestrompreis im selben Zeitraum bei ≥0,26 €/kWh liegt.
• Netzanschlussengpässe: In Regionen wie Bayern und Baden-Württemberg führt die begrenzte Netzkapazität zu Warteschlangen beim Anschluss, wodurch Förderfenster verpasst werden.
• Steigender Regulierungsdruck: Neue Vorschriften wie die CSRD und das Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz erfassen Energiedaten im Rahmen der nichtfinanziellen Berichterstattung. ESG-Ratings und Finanzierungskonditionen sind zunehmend an den Anteil selbst erzeugter grüner Energie gekoppelt.

Zentrale Bewertungskriterien

Unternehmen müssen bei Investitionsentscheidungen für PV-Anlagen eine fundierte Bewertung aus vier Perspektiven vornehmen:

1. Regelkonformität: Entsprechen Systemgröße, Eigenverbrauchsstruktur, Stromfluss und Messtechnik den EEG-Vorgaben für Registrierung und Netzeinspeisung?
2. Kontroll- und Förderzuordnung: Wie sind Kontrolle, Ertragsrechte und steuerliche Verantwortlichkeiten in verschiedenen Investitions- oder Betriebsmodellen zugeordnet und erkennbar?
3. Wirtschaftlichkeitsmodell: Durchführung einer Sensitivitätsanalyse von NPV/IRR in verschiedenen Szenarien unter Berücksichtigung von CAPEX, OPEX, Betriebsstunden und WACC.
4. Umsetzungsrhythmus und Risikomanagement: Stimmen Zeitfenster für Netzanschluss, Lebenszyklus der Technik sowie Zeitpunkte für Asset- und Finanzierungsstruktur überein?

Auf Basis dieser vier Schlüsselelemente beleuchtet dieser Beitrag die Themen Regelkonformität, Kontroll- und Förderzuordnung, Wirtschaftlichkeitsmodelle sowie Projektumsetzung und Risikomanagement – um deutschen Unternehmen unter vielfältigen Einflussfaktoren eine rationale und belastbare Strategie für Investitionen in gewerbliche Photovoltaiksysteme an die Hand zu geben.

2. Förderstruktur im aktuellen EEG und drei zentrale Compliance-Hürden für Unternehmen

Viele Unternehmen gehen weiterhin davon aus, dass die Installation einer gewerblichen Photovoltaikanlage automatisch zu einer Förderung führt. Tatsächlich folgt die EEG-Förderung inzwischen einer strukturellen Selektionslogik: Nur Anlagen, die bestimmte Voraussetzungen in Bezug auf Anlagengröße, Eigenverbrauchsstruktur, Stromfluss und Messtechnik erfüllen, erhalten Zugang zu den Vergütungssystemen.

In der Praxis zeigt sich jedoch häufig: Erst nach der Inbetriebnahme wird deutlich, dass Anforderungen an Fernsteuerbarkeit nicht erfüllt wurden, die Anlagengröße falsch eingeordnet ist oder der Stromfluss nicht EEG-konform geplant wurde. Das Resultat: Kein Zugang zur Förderung für das gesamte System.

Im Folgenden werden die drei zentralen Hürden der aktuellen EEG-Förderstruktur dargestellt, die Unternehmen bereits in der Planungsphase zwingend berücksichtigen müssen.

Erstens: Die Projektstruktur muss den politischen Erkennungsregeln entsprechen

Ob eine Projektstruktur vom EEG als förderfähig erkannt wird, ist die erste entscheidende Hürde. Vorgaben zu installierter Leistung, Eigenverbrauchsquote, Strompfad und Netzanschluss sind explizit geregelt.

Das EEG definiert dabei die Schwellenwerte bei 30 kWp, 100 kWp und 300 kWp:

• Anlagen unter 30 kWp erhalten eine feste Einspeisevergütung ohne weitere Bedingungen
• Bei 30–100 kWp müssen der Eigenverbrauchsanteil angegeben, Fernsteuerbarkeit gewährleistet und teilweise Netzeinspeisung ermöglicht werden
• Anlagen über 100 kWp fallen in das verpflichtende Ausschreibungsverfahren; die Vergütung wird dort über Marktmechanismen festgelegt

Bis Q4 2024 entfallen über 68 % der neuen gewerblichen PV-Anlagen in Deutschland auf den Bereich zwischen 30 und 100 kWp. Doch gerade in diesem sensiblen Kapazitätskorridor mussten laut Daten aus 2023 über 20 % der Anlagen nachträglich technische Anpassungen oder Nachmeldungen vornehmen – mit der Folge, dass Förderzugänge sich verzögerten oder verloren gingen.

In einem Umfeld, in dem strukturelle Kriterien zur Voraussetzung für Förderfähigkeit geworden sind, hängt der Zugang zur Förderung maßgeblich davon ab, ob Unternehmen bereits in der Entwurfsphase die EEG-Schwellenwerte und technischen Vorgaben korrekt identifizieren und einhalten.

Zweitens: Die Systemkonfiguration muss Mess- und Fernsteuerungsanforderungen erfüllen

Technische Konformität stellt die zweite wesentliche Hürde für die EEG-Förderung dar. Die Einhaltung der Anlagengröße reicht nicht aus – die Systeme müssen über intelligente Messsysteme und Fernsteuerbarkeit verfügen, um antragsfähig zu sein.

Nach aktueller EEG-Regelung müssen alle Anlagen ab 30 kWp mit einem Smart-Meter-Gateway (SMGW) ausgestattet sein. Dieses muss eine Schnittstelle für Fernsteuerung beinhalten und die Energiedaten in Echtzeit an das regionale Verwaltungsportal übermitteln. Ohne frühzeitige technische Planung kann selbst eine formell konforme Anlage wegen fehlender Hardware oder Datenlücken als nicht förderfähig eingestuft werden.

Laut Bundesnetzagentur wurden im vierten Quartal 2023 rund 28,4 % der gewerblichen PV-Projekte aufgrund fehlender Fernsteuerung oder intelligenter Messtechnik von der Förderung ausgeschlossen oder verzögert angeschlossen.

Viele Probleme entstehen bereits in der Planungsphase: Wer übernimmt die Steuerung? Wie werden die Daten übertragen? Sind die Schnittstellen vorgesehen? Bleiben diese Fragen offen, ist eine Korrektur im Netzanschlussprozess oft nicht mehr möglich. Technische Untererfüllung ist keine Bagatelle mehr – sie wird zur echten Ausschlussbedingung.

Drittens: Die Ertragsstruktur hängt vom internen Strompreisunterschied und steuerlicher Eignung ab

Die Eigenverbrauchsstruktur und steuerliche Anbindung des Unternehmens stellen die dritte Hürde dar. Die EEG-Förderung bietet bei sinkenden Einspeisevergütungen und steigenden Netzanschlussanforderungen nur dann wirtschaftlichen Mehrwert, wenn das Unternehmen von der internen Strompreisdifferenz profitieren kann.

Ende 2024 lag der durchschnittliche Gewerbestrompreis für mittelständische Unternehmen in Deutschland bei rund 0,265 €/kWh, während die EEG-Einspeisevergütung im Mittel unter 0,09 €/kWh lag. Daraus ergibt sich ein Einsparpotenzial von 0,175 €/kWh pro selbst verbrauchter Kilowattstunde – deutlich attraktiver als die Einspeisevergütung.

Zudem können förderfähige Projekte von zusätzlichen Vergünstigungen profitieren:

• Befreiung von der Stromsteuer (≈ 0,0205 €/kWh)
• 0 % Mehrwertsteuer auf PV-Anschaffungen (seit 2023 gültig)
• Beschleunigte Abschreibung nach AfA-Regelungen

Nur Unternehmen mit klar definierten Stromflüssen, messbarer Eigenverbrauchsstruktur und steuerlich nachvollziehbaren Zuordnungen können diese Vorteile auch tatsächlich realisieren.

3. Kontrollstrukturen und Förderzuordnung in gewerblichen Photovoltaik-Investitionsmodellen

Vor dem Hintergrund einer zunehmend strukturierten EEG-Systematik wird die Wahl des Investitionsmodells für gewerbliche Photovoltaikanlagen zur strategischen Weichenstellung: Sie entscheidet darüber, ob die Struktur eines Projekts förderfähig ist oder nicht.

Die gewählte Struktur bestimmt, wer den Stromfluss kontrolliert, wer für die messtechnische Erfassung verantwortlich ist, wer Förderungen auslösen kann und wem die Strompreisvorteile zufallen. Ist die Struktur nicht regelkonform, drohen der Verlust von Förderansprüchen, fehlerhafte Anmeldungen, steuerliche Inkonsistenzen und vertragliche Unstimmigkeiten.

1. Eigennutzung durch Eigenbau: Maximale Kontrolle, klare Förderzuordnung

Das Modell der Eigeninstallation bietet die höchste Kontrolle über System und Strompfad und weist die größte politische Kompatibilität auf. Besonders seit das EEG die Förderzuordnung zunehmend an strukturelle Konformität koppelt, steigt in Unternehmen der Bedarf, die Kontrolle über ihre PV-Systeme vollständig zu behalten.

Laut dem Fraunhofer-Institut betrug die Gesamtstromerzeugung aus Solarenergie in Deutschland im Jahr 2024 rund 72,2 TWh. Der Eigenverbrauchsanteil stieg gegenüber dem Vorjahr um 18 % auf 12,4 TWh – ein deutliches Signal für die zunehmende Bedeutung von Eigenbau- und Eigenverbrauchsmodellen.

Dieses Modell eignet sich insbesondere für Produktionsunternehmen, Standorte mit hohem Eigenverbrauch oder Projektentwickler mit langfristigem Nutzungsinteresse.

2. Eigeninvestition mit teilweiser Netzeinspeisung: Komplexe Struktur mit hohem Risiko struktureller Unklarheit

In diesem Modell investiert das Unternehmen selbst in die PV-Anlage, behält jedoch eine teilweise Netzeinspeisung bei – z. B. zur Optimierung der Auslastung oder zur Verbesserung des Amortisationszeitraums. Das EEG stellt jedoch klare Anforderungen an Strompfade, Eigenverbrauchsquoten, Kapazitätsgrenzen und Fernsteuerbarkeit. Sind diese nicht sauber definiert, kann die Förderfähigkeit scheitern.

Bereits im Jahr 2024 wurden mehrere Projekte in der Netzanschlussphase aufgrund unklarer Eigenverbrauchs- und Einspeiseverhältnisse oder fehlender Fernsteuerbarkeit als „überdimensioniert“ eingestuft. Die Förderung wurde abgelehnt oder stark verzögert.

Dieses Modell erfordert eine präzise Planung und muss bereits in der Entwurfsphase die vollständige Struktur abbilden: inklusive Strompfadtrennung, Messstellenzuordnung und steuerlicher Erfassung. Ohne diese Vorarbeit riskiert das Projekt die Einstufung als „nicht förderfähige Struktur“.

Geeignet ist dieses Modell für Unternehmen mit schwankendem Lastprofil, großzügigen Dachflächen, aber unsicherer Stromnutzung – z. B. Betreiber mehrerer Standorte oder Immobilien mit flexibler Netzeinspeisung. Voraussetzung ist jedoch ein hohes Maß an Strukturmanagement und Regulierungsverständnis. Fehlt dies, wird die Förderstruktur unter Umständen nicht anerkannt.

3. Drittanbieter-Modell: Geringe Kontrolle bei externer Förderzuordnung

Das Drittanbieter-Modell bietet Unternehmen den Vorteil geringer Anfangsinvestitionen. Das Unternehmen stellt die Dachfläche zur Verfügung, während ein externer Partner die Investition, den Bau und den Betrieb der PV-Anlage übernimmt. Der Strombezug erfolgt vertraglich, meist in Form eines Power Purchase Agreements (PPA) oder einer Dachflächenvermietung:

• Beim PPA-Modell kauft das Unternehmen den erzeugten Strom zu vergünstigten Konditionen direkt vom Anlagenbetreiber.
• Beim Dachpachtmodell nutzt der Systemanbieter die Dachfläche für eigene Einspeisung, das Unternehmen erhält im Gegenzug Mietzahlungen oder rabattierten Grünstrom.

In diesen Fällen liegen Eigentum, Förderanspruch, Strompfadkontrolle und Messtechnik vollständig beim Drittanbieter. Wenn das Vertragswerk Förderzuordnung, Messpunkte oder Datenverantwortung nicht eindeutig regelt, drohen dem Unternehmen Probleme bei ESG-Bilanzierung, Stromkostenzuordnung oder steuerlicher Erfassung.

Ein Beispiel ist das Null-Investitions-Dachpachtmodell von Maysun Solar: Die Investition, der Netzanschluss und die technische Ausstattung werden vom Partner übernommen, das Unternehmen stellt lediglich die Dachfläche zur Verfügung. Durch eine strukturierte Vertragsgestaltung wird die Förderkonformität sichergestellt – ein geeignetes Modell für Unternehmen mit begrenztem Budget, aber verfügbarer Dachfläche.

4. Strukturparameter und Machbarkeitsbewertung im Renditemodell von PV-Projekten

Ob ein PV-Projekt für Unternehmen rentabel ist, hängt maßgeblich davon ab, ob die Strukturkosten überwunden und eine effektive Kopplung an den betrieblichen Stromverbrauch erreicht werden können.

Fünf zentrale Parameter bestimmen die Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit eines Projekts im geschlossenen Kreislauf: Strompreis, Eigenverbrauchsquote, Systemgröße, Dachfläche und spezifische Investitionskosten. Schon die Abweichung eines einzelnen Faktors kann die Renditepfade deutlich verschlechtern.

1. Ein Strompreis über dem Schwellenwert ist nur der Anfang – nicht das alleinige Kriterium

Ein Strompreis von über 0,18 €/kWh wird aktuell von vielen Unternehmen als Schwelle zur Machbarkeit angesehen. Doch diese Marke orientiert sich lediglich am EEG-Förderschwellenwert und reicht nicht aus, um ein stabiles Renditemodell zu stützen.

Ob der Strompreis reale Renditen ermöglicht, hängt vor allem von zwei Faktoren ab:

• Wie hoch ist die Eigenverbrauchsquote?
• Liegt die spezifische Systemkostenbasis im akzeptablen Bereich?

Bei zu hohen Strukturkosten kann selbst ein attraktiver Strompreis zu Amortisationszeiten von über zehn Jahren führen – was die wirtschaftlichen Erwartungen vieler Unternehmen übersteigt.

Der Strompreis sollte daher nur als erstes Filterkriterium dienen. Die eigentliche Renditelogik ergibt sich aus einem Dreieck von Strompreis, Eigenverbrauchsquote und Systemkosten.

Quelle: Bundesnetzagentur (BNetzA), Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK), Marktanalysen des Fraunhofer ISE (2020–2024).

Die dargestellten Werte basieren auf durchschnittlichen Gewerbestrompreisen sowie EEG-Vergütungsspannen für PV-Anlagen unter 100 kWp.

2. Die Eigenverbrauchsquote ist der zentrale Hebel für Ertragspotenzial

Die Eigenverbrauchsquote ist der entscheidende Faktor im Ertragsmodell – und kein ergänzender Richtwert. Sie bestimmt, ob das Unternehmen strukturell von der Differenz zwischen Strompreis und Einspeisevergütung profitieren kann.

Wenn der Gewerbestrompreis deutlich über der EEG-Einspeisevergütung liegt, entsteht ein wirtschaftlicher Vorteil nur im Eigenverbrauchsanteil.

Beispiel: Bei einem Gewerbestrompreis von 0,26 €/kWh und einer Einspeisevergütung von 0,09 €/kWh liegt der Differenzgewinn bei 0,17 €/kWh für jede selbst verbrauchte Kilowattstunde. Sinkt die Eigenverbrauchsquote unter 50 %, wird der Großteil des erzeugten Stroms zu einem deutlich niedrigeren Preis eingespeist – die Gesamtrendite wird dadurch stark verwässert.

Unternehmen sollten frühzeitig durch Lastganganalysen den Stromverbrauchsverlauf erfassen, eine realistische Eigenverbrauchsquote ermitteln und daran orientiert die Systemgröße rückkoppeln. Eine überdimensionierte Anlage mit zu geringem Verbrauch führt zu struktureller Fehlanpassung und reduziert die Ertragsstabilität.

Anmerkung: Die dargestellten Werte basieren auf einem Gewerbestrompreis von 0,265 €/kWh und einer festen Einspeisevergütung von 0,09 €/kWh (Stand 2024). Die Grafik veranschaulicht, wie sich die wirtschaftliche Rentabilität in Abhängigkeit der Eigenverbrauchsquote entwickelt.

Je höher die Eigenverbrauchsquote, desto größer das nutzbare Strompreisdelta – und desto höher der Gesamtertrag.

3. Dachfläche und Systemgröße müssen gemeinsam bewertet werden

In der Praxis wird die nutzbare Dachfläche bei gewerblichen PV-Projekten häufig überschätzt. Zwischen der Bruttodachfläche und der effektiv installierbaren Fläche bestehen teils erhebliche Abweichungen – insbesondere durch technische Begrenzungen wie Netzanschlusskapazität, Verschattung, Brandschutzabstände usw.

Beispiel: Bei einem Dach von 500 m² liegt die tatsächlich nutzbare Fläche erfahrungsgemäß oft bei weniger als 50 % der Gesamtfläche. Unternehmen sollten daher frühzeitig eine professionelle Strukturanalyse durchführen, um realistische Flächenpotenziale zu bestimmen.

Zudem muss die Systemgröße stets in Relation zum Verbrauchsprofil und zur Eigenverbrauchsquote stehen. Wer nur die Dachfläche berücksichtigt, aber die Lastverteilung ignoriert, riskiert strukturelle Inkongruenzen – was die Stabilität des wirtschaftlichen Ertragsmodells gefährdet.

4. Veränderungen bei spezifischen Kosten bestimmen den Investitionszeitpunkt

Die spezifischen Investitionskosten (€/kWp) sind der Schlüssel zur Bewertung der Investitionsfähigkeit eines PV-Projekts. Seit Anfang 2024 zeigen sich die Kosten für gewerbliche Dachanlagen in Deutschland wieder leicht steigend – nach vorübergehender Stabilisierung. Das Fraunhofer ISE gibt aktuell einen Korridor von 700–2000 €/kWp an.

Gleichzeitig lag der durchschnittliche Zuschlagswert der EEG-Ausschreibungen bei 0,0904 €/kWh, mit Schwankungen zwischen 0,0745 und 0,0969 €/kWh. Diese Spanne unterstreicht, dass die Wirtschaftlichkeit von PV-Projekten auch weiterhin Unsicherheiten unterliegt.

Unternehmen sollten Rückzahlungszeiträume stets anhand aktueller €/kWp-Werte berechnen, um strukturelle Risiken durch Fehleinschätzungen bei Kapitalbindung und Ertragsprognosen zu vermeiden.

5. Projektwirtschaftlichkeit entsteht nur bei abgestimmter Parameterkonstellation

Die Erfüllung eines Einzelparameters reicht nicht aus, um ein Projekt als wirtschaftlich tragfähig zu bewerten. Die Ertragskraft ergibt sich nur aus dem abgestimmten Zusammenspiel von Strompreis, Eigenverbrauchsquote, Systemgröße und spezifischen Kosten. Bereits kleine Abweichungen können zu einem instabilen Amortisationsmodell führen.

Branchendaten zeigen: Wenn alle vier Parameter erfüllt sind, liegt die durchschnittliche Amortisationszeit für gewerbliche PV-Projekte in Deutschland bei rund sieben Jahren. Bei struktureller Fehlanpassung hingegen gilt: "Technisch geeignet heißt nicht automatisch wirtschaftlich sinnvoll."

Unternehmen sollten auf Grundlage ihres individuellen Lastprofils, Stromliefervertrags, ihrer Flächenverfügbarkeit und Netzanschlussbedingungen ein dynamisches Simulationsmodell entwickeln – um die Schwankungsbreiten des ROI realistisch abbilden und die strukturelle Konsistenz ihres Projekts bewerten zu können.

5. Schlussfolgerung: Von Subventionsarbitrage zur Asset-Strategie – eine Neubewertung des langfristigen Werts gewerblicher PV-Investitionen

Vor dem Hintergrund einer zunehmend differenzierten EEG-Förderstruktur wandelt sich die gewerbliche Photovoltaikanlage von einem reinen Energieeinsparinstrument zu einer strategischen „Asset-Einheit“ im Energieportfolio von Unternehmen. Ob ein solches System Renditen generiert, hängt nicht allein von der technischen Struktur ab – entscheidend ist, ob bereits vor der Umsetzung eine geschlossene Struktur mit Förderzuordnung, Messkonzept und steuerlicher Abbildung eingerichtet wurde.

Mit dem Inkrafttreten der CSRD-Richtlinie (EU) 2022/2464 im Jahr 2024 unterliegt die Offenlegung von Energiestrukturen, Scope-2-Stromquellen und Verbrauchsdaten in deutschen Unternehmen nun dem Rahmen der nichtfinanziellen Berichterstattung. Gleichzeitig erhöhen das Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz und die EU-Taxonomie die regulatorischen Anforderungen an die betriebliche Energienutzung.

Dabei werden Eigentumsstruktur, Ertragsmodell und Datenkonsistenz von PV-Systemen zu Schlüsselfaktoren für ESG-Ratings, Finanzierungskonditionen und den Zugang zu nachhaltigen Kreditlinien. Laut dem EU Market Outlook for Solar Power 2023–2027 von SolarPower Europe wird bis 2030 über 65 % der neuen gewerblichen PV-Kapazitäten im Modell „Eigenverbrauch + Strukturkonformität“ realisiert – weitgehend losgelöst von klassischen Subventionsanreizen.

Projekte mit strukturellen Inkonsistenzen laufen Gefahr, Fördermittel zu verlieren, nicht als Finanzierungsobjekt anerkannt zu werden und bei Audits durchzufallen. Systeme, die zukunftsfähig sind, benötigen daher eine vollständige Identifizierbarkeit über alle Ebenen hinweg: von Datenschnittstellen über steuerliche Pfade bis hin zur bilanziellen Nachvollziehbarkeit der Erträge.

In einer Phase stabilisierter Fördermechanismen und zunehmender Netzrestriktionen gilt: Je früher Unternehmen den Übergang zum strategischen Energie-Asset-Management vollziehen, desto besser gelingt die Transformation von PV-Systemen – von einem reinen Kostensenker hin zu einem Pfeiler regulatorischer Compliance, finanzieller Stabilität und grüner Wettbewerbsfähigkeit.

Seit 2008 ist Maysun Solar sowohl ein Investor als auch ein Hersteller in der Photovoltaikbranche und bietet kommerzielle und industrielle Solardachlösungen ohne Investition. Mit 17 Jahren Erfahrung auf dem europäischen Markt und einer installierten Kapazität von 1,1 GW bieten wir vollständig finanzierte Solarprojekte, die es Unternehmen ermöglichen, ihre Dächer zu monetarisieren und Energiekosten ohne Vorabinvestition zu senken. Unsere fortschrittlichen IBC, HJT und TOPCon Module und Balkonsolaranlagen garantieren hohe Effizienz, Langlebigkeit und langfristige Zuverlässigkeit. Maysun Solar übernimmt alle Genehmigungen, Installationen und Wartungen und gewährleistet einen nahtlosen, risikofreien Übergang zu Solarenergie bei gleichzeitiger Bereitstellung stabiler Erträge.

Quellenverzeichnis

Bundesnetzagentur. (2024). PV-Zubau und Einspeisevergütung – Auswertung des Marktstammdatenregisters, Stand Q4 2024. https://www.marktstammdatenregister.de

Fraunhofer ISE. (2024). Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland. https://www.ise.fraunhofer.de

SolarPower Europe. (2023). EU Market Outlook for Solar Power 2023–2027. https://www.solarpowereurope.org

Europäische Kommission. (2022). Richtlinie (EU) 2022/2464 zur Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen (CSRD). Amtsblatt der Europäischen Union, L 322/15. https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/?uri=CELEX%3A32022L2464

Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK). (2023). Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2023) – Konsolidierte Fassung. https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014

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