Renditeangaben bei Photovoltaik-Kapitalanlagen bewegen sich in Prospekten häufig zwischen fünf und neun Prozent. Ob diese Zahlen belastbar sind, zeigt sich erst bei einem Blick auf die zugrunde liegende Methodik. Dieser Artikel erklärt, wie eine saubere Rendite-Rechnung aufgebaut ist, welche Annahmen besonders kritisch sind und welche Kennzahlen Anleger nebeneinanderlegen sollten, bevor sie vergleichen.
1. Die drei Grundgrößen: Investition, Cashflow, Zeit
Jede Renditerechnung ruht auf drei Säulen: Investitionskosten, jährlichem Nettocashflow und Betrachtungshorizont. Beim Eigenbetrieb ergibt sich der Cashflow aus Stromerlösen abzüglich aller Kosten. Beim BauMit-Direktinvestment sind die monatlichen Abschläge nur vorläufige Zahlungen; maßgeblich ist die jährliche Abrechnung anhand des tatsächlich erzielten Ertrags. Projektkosten, Steuern, Vertragslaufzeit und Gegenparteirisiko sind zusätzlich anzusetzen.
2. Welche Kennzahl man wirklich braucht
In Prospekten tauchen oft drei Begriffe nebeneinander auf: Bruttorendite, Eigenkapitalrendite und IRR. Sie haben unterschiedliche Aussagekraft und sind nicht austauschbar. Die Bruttorendite verrechnet Stromerlöse mit Investitionskosten, ignoriert aber Zeitwert und Steuern — sie ist als Orientierung tauglich, für Vergleiche mit anderen Anlageklassen aber zu grob. Die Eigenkapitalrendite reflektiert die Hebelwirkung einer Finanzierung, ist daher stark vom Fremdkapital-Anteil abhängig. Der interne Zinsfuß (IRR) ist die präziseste Größe: Er bildet alle Zahlungsströme über die gesamte Laufzeit ab und berücksichtigt den Zeitwert des Geldes.
| Kennzahl | Zeithorizont | Aussagekraft |
|---|---|---|
| Bruttorendite | Punktförmig | Grobe Orientierung |
| Eigenkapital-Rendite | 1 Jahr / Durchschnitt | Hebelwirkung Finanzierung |
| IRR (intern) | Gesamte Laufzeit | Vergleichbarkeit mit anderen Anlagen |
| Amortisationsdauer | Punkt nach Start | Kapitalrückfluss-Tempo |
| Kapitalwert (NPV) | Gesamte Laufzeit | Absolute Wertschöpfung |
3. Einnahmen richtig prognostizieren
Der spezifische Ertrag hängt von Standort, Ausrichtung, Neigung, Verschattung, Systemauslegung, Verfügbarkeit und Wetterdaten ab. Grobe Deutschland-Bandbreiten ersetzen kein standortspezifisches Gutachten. Für die Planung sollten die verwendete Datenquelle, Verlustannahmen und Unsicherheiten nachvollziehbar dokumentiert sein.
Ertragsprognosen kommen in zwei Varianten: P50 und P90 sind Quantile einer probabilistischen Ertragsprognose für den betrachteten Zeitraum. P50 bezeichnet den Wert, der unter den Modellannahmen mit 50 Prozent Wahrscheinlichkeit überschritten wird; beim niedrigeren P90-Wert beträgt diese Überschreitungswahrscheinlichkeit 90 Prozent. Das bedeutet nicht, dass P90 in exakt 90 Prozent einzelner Betriebsjahre erreicht wird. Welches Quantil eine Bank ansetzt, legt sie in ihrer Kreditprüfung fest.
4. Betriebskosten — oft unterschätzt
Laufende Kosten dürfen nicht pauschal aus einer allgemeinen Prozentzahl übernommen werden. In die Rechnung gehören konkrete Angebote oder begründete Annahmen für Betriebsführung, Versicherung, Pacht, Direktvermarktung, Messstellenbetrieb, Reinigung, Verwaltung, Reparaturen und Ersatzinvestitionen. Jede Position sollte indexiert und in Sensitivitäten variiert werden.
- Technische Betriebsführung und Monitoring — nach konkretem Leistungsumfang und Vertrag.
- Versicherung — Prämie, Selbstbehalt, Ausschlüsse und Entschädigungsgrenzen getrennt erfassen.
- Dachpacht — Fixpacht, Umsatzpacht, Indexierung und Mindestpacht vertragsgenau modellieren.
- Ersatzinvestitionen — insbesondere Wechselrichter und sonstige Komponenten als eigene Cashflows ansetzen.
- Reinigung, Inspektion und Reparatur — abhängig von Standort, Verschmutzung und Wartungskonzept.
- Direktvermarktung, Messstellenbetrieb und Verwaltung — nach den tatsächlich angebotenen Konditionen.
5. Die Steuerwirkung korrekt integrieren
Steuern beeinflussen Liquidität und Nachsteuer-IRR. Neben linearer AfA kann für begünstigte bewegliche Wirtschaftsgüter im gesetzlichen Zeitfenster auch degressive AfA in Betracht kommen. IAB und Sonderabschreibung setzen § 7g EStG voraus und verändern Bemessungsgrundlagen sowie den zeitlichen Verlauf der Steuerzahlungen. Die Modellierung muss mit der individuellen steuerlichen Struktur abgestimmt werden.
Eine Anlage mit sieben Prozent Brutto-IRR und geringer Steuerwirkung kann weniger attraktiv sein als eine mit sechs Prozent Brutto-IRR und starker IAB-/Sonder-AfA-Nutzung. Die Vergleichsgröße ist immer der IRR nach Steuern. Die individuelle Ermittlung sollte mit dem Steuerberater erfolgen.
6. Finanzierung und Hebelwirkung
Viele Anleger finanzieren einen Teil der Anlage fremd, typischerweise 60 bis 80 Prozent. Solange die Fremdkapitalkosten unter dem Brutto-IRR der Anlage liegen, hebt die Finanzierung die Eigenkapitalrendite. Bei steigenden Zinsen dreht der Effekt: Liegt der Kreditzins über dem Brutto-IRR, drückt die Finanzierung die Rendite. Die tatsächlich angebotenen Kreditzinsen hängen von Bonität, Besicherung, Laufzeit und Bank ab. Der Hebel wirkt nur, wenn die Finanzierungskosten unter der Projektrendite liegen; deshalb sind aktuelle Angebote und ein belastbares Stressszenario maßgeblich.
7. Sensitivität: Welche Annahme bewegt die Rendite am stärksten?
In typischen PV-Modellen hat der spezifische Ertrag die größte Hebelwirkung auf die Rendite, gefolgt von der Vergütung pro Kilowattstunde, den Investitionskosten und den Finanzierungskonditionen. Eine zehnprozentige Abweichung beim Ertrag senkt die Rendite stärker als eine zehnprozentige Mehrinvestition, weil die Degradation der Annahme über die gesamte Laufzeit wirkt. Eine Sensitivitätsanalyse zeigt, welche Szenarien kritisch sind — und welche Verlustpuffer eingebaut werden sollten.
Was ist ein realistischer IRR für eine gewerbliche Aufdach-PV als Kapitalanlage?
Einen allgemeingültigen Nachsteuer-IRR gibt es nicht. Er muss aus dem konkreten Kaufpreis, Ertragsgutachten, Vermarktungsvertrag, allen laufenden Kosten, Finanzierung, Steuerprofil und Restwertszenario berechnet werden. Vergleichbar sind nur Modelle mit identischer Laufzeit, vollständigen Cashflows und offengelegten Annahmen.
Wie lange ist die Amortisationsdauer?
Die Amortisationsdauer ist projektspezifisch und reagiert stark auf Kaufpreis, Ertrag, Erlösmodell, Finanzierung, Steuern und Ersatzinvestitionen. Sie sollte für Basis-, P90- und Stressszenario separat ausgewiesen werden; eine pauschale Jahreszahl ist nicht belastbar.
Was sind belastbare Ertragsdaten?
Seriöse Ertragsgutachten arbeiten mit standortspezifischen Einstrahlungsdaten (z. B. PVGIS, Meteonorm oder SolarGIS), berücksichtigen konkrete Verschattung, den gewählten Moduleinsatz und die Wechselrichter-Topologie. Ein Gutachten ohne P90-Wert ist für die Rendite-Rechnung nur eingeschränkt tauglich.
Wie werden Wechselrichter-Austausch und Repowering gerechnet?
Die gängige Praxis ist, einmalige Ersatzinvestitionen als separate Cashflows im geplanten Jahr zu erfassen (z. B. Wechselrichter-Tausch um Jahr 12–15) und nicht über eine pauschale Wartungsquote zu verteilen. Das ergibt eine realistischere Cashflow-Kurve über die Laufzeit.
Offizielle Quellen
- EEG-Förderung und Fördersätze für SolaranlagenBundesnetzagentur ↗
- § 25 EEG (Beginn und Dauer des Zahlungsanspruchs)Bundesministerium der Justiz / Gesetze im Internet ↗
- § 7 Einkommensteuergesetz (Absetzung für Abnutzung)Bundesministerium der Justiz / Gesetze im Internet ↗
- Photovoltaics ReportFraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE ↗
