Einspeisevergütung für Dachsolar streichen

Neue Solaranlagen bis 25 kW sollen ab 2027 keine feste Vergütung über 20 Jahre mehr bekommen, sondern ihren Strom nach einer Übergangszeit am Markt verkaufen.

Neue Solaranlagen unter 25 kW, die ab dem 1. Januar 2027 ans Netz gehen, sollen keine feste Einspeisevergütung über 20 Jahre mehr erhalten [1][4]. Stattdessen gibt es höchstens 36 Monate lang eine Übergangszahlung von 5,2 ct je kWh [1][4]. Anlagen unter 25 kW erhalten sie nur bei Inbetriebnahme bis Ende 2028, Anlagen unter 7 kW bis Ende 2030 [1]. Danach zahlt der Bund vier Jahre lang 1,5 ct je kWh Bonus, wenn ein Direktvermarkter den Strom verkauft [1]. Kleine Dachanlagen dürfen zudem dauerhaft höchstens die Hälfte ihrer Leistung ins Netz speisen, bisher sind es 60 % [1][13]. Anlagen, die bis Ende 2026 ans Netz gehen, behalten ihre Vergütung für die volle Laufzeit [4][9]. Das Kabinett hat den Gesetzentwurf am 29.07.2026 beschlossen, die erste Lesung im Bundestag war am 24.09.2026 [2][3]. Grüne und Linke lehnen die Kürzung ab, der Bundesverband Solarwirtschaft warnt vor einem Markteinbruch, und Agora Energiewende schlägt eine längere Übergangszeit vor [2][4][19]. Der Bundesrat verlangt in seiner Stellungnahme vom 25.09.2026 eine längere und höhere Übergangszahlung und die Streichung der Kappung auf die Hälfte [21]. Bewertet werden die Baujahrgänge 2027 bis 2036 gegen die Fortschreibung des geltenden Rechts. Jeder Jahrgang zählt mit seinen vollen Förder- und Betriebsjahren.

Bilanz

Ausgeglichen · 35 %

Nettoeffekt −14 Punkte, in acht von zehn Fällen zwischen −49 und +8,6. Vorn in 35 % der Durchläufe.

Pro 27 · 44 % Contra 34 · 56 %

Größenklasse: mittel Maßstab dieser Bewertung: Normalised Impact — einheitslos, auf dieses Thema kalibriert. Zum Vergleich: 1 Punkt entspricht hier rund 200 Mio. € pro Jahr. Woran diese Bewertung hängt: Die gesparte Förderung steht auf beiden Seiten, als Ersparnis des Bundes und als Verlust der Betreiber. Die Ersparnis wiegt schwerer, weil ein Euro besser verdienender Haushalte leichter zählt als ein Euro der öffentlichen Kassen. Jeder Baujahrgang wird mit seinen vollen 20 Förderjahren und 25 Betriebsjahren dem Jahr zugerechnet, in dem er ans Netz geht, auf beiden Seiten gleich. Gerechnet ist gegen die Fortschreibung des geltenden Rechts. Hätte die Europäische Kommission die Förderung über 2026 hinaus nicht genehmigt, wäre die Ausgangslage eine andere. Das zusätzliche CO₂ zählt mit den Kosten, es anderswo einzusparen, weil der Emissionshandel die Menge im Stromsektor deckelt. Wie wir bewerten →

Pro-Argumente

Contra-Argumente

7 Argumente bewertet · Scoring v1.3 Δ absolut −7

Argumente — Pro

3 Argumente

Bund spart Solarförderung

24von 100

Heute bekommt jede neue kleine Solaranlage 20 Jahre lang einen festen Preis für eingespeisten Strom, der über dem Marktwert liegt; die Differenz trägt der Bundeshaushalt. Fällt die feste Vergütung für neue Anlagen unter 25 kW weg, spart der Bund für jeden Baujahrgang rund 1,1 Mrd € über die Förderzeit. Übrig bleiben nur die befristete Übergangszahlung und der Bonus für die Direktvermarktung.

Wert 5 · StaatsfinanzenImpact 5,7Plausibilität 8,5

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Der Strom besteht aus Förderzahlungen, die der Bund für neue Anlagen nicht mehr leisten muss. Die Differenz zwischen garantierter Vergütung und Marktwert trägt heute der Bundeshaushalt; für 2027 sind dafür insgesamt rund 16,5 Mrd € eingeplant ^[18]. Den größten Teil davon binden Anlagen, die schon laufen, und deren Vergütung tastet der Entwurf nicht an ^[4]. Ein Euro, der für neue Anlagen nicht mehr gebraucht wird, zählt so viel wie ein Euro im Budget eines mittleren Haushalts. Eine Zweckbindung der Ersparnis sieht der Entwurf nicht vor ^[1]. Der Wert ist mittel: öffentliche Mittel ohne festgelegten Zweck zählen wie Geld eines mittleren Haushalts.

Im Jahr 2025 gingen 453.800 kleine Dachanlagen bis 30 kW mit zusammen 5,15 GW ans Netz, gut ein Drittel weniger Leistung als 2023 ^[7]. Angesetzt sind ohne die Reform 4,5 GW im Jahr unter 25 kW (Spanne 3,5–5,5 GW). Eine Dachanlage liefert rund 920 kWh je kW und Jahr ^[11]; weil acht von zehn neuen Anlagen einen Speicher haben, gehen angesetzt 60 % davon ins Netz (Spanne 50–70 %) ^[5]. Das sind 2,48 TWh im Jahr und über 20 Förderjahre rund 50 TWh je Baujahrgang. Die Vergütung liegt bei 7,70 ct je kWh bis 10 kW und 6,66 ct darüber ^[9], der Marktwert von Solarstrom lag 2025 bei 4,51 ct ^[10]. Angesetzt ist ein Abstand von 2,5 ct über die Laufzeit (Spanne 1,5–3,5 ct), das ergibt 1,24 Mrd € je Baujahrgang. Übergangszahlung und Direktvermarktungsbonus für die weiter gebauten Anlagen kosten zusammen rund 0,1 Mrd € ^[1]^[4]. Es bleiben 1,14 Mrd € je Baujahrgang (Spanne 0,42–2,33 Mrd €), gezählt in dem Jahr, in dem der Jahrgang ans Netz geht. Agora Energiewende kommt auf rund 160 Mio € Ersparnis im Jahr 2030 und rund 130 Mio € im Jahr 2035 ^[5]. Umgerechnet sind das rund 0,65–0,8 Mrd € je Jahrgang, innerhalb der Spanne, aber unter dem hier angesetzten Mittel. Der Impact ist mittel: gut eine Milliarde Euro je Baujahr, verteilt auf zwei Jahrzehnte Förderung.

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4,5 GW

Zubau kleiner Dachanlagen unter 25 kW ohne Reform

[7]

× 920 kWh je kW mittlere Vollbenutzungsstunden von Dachanlagen

4,14 TWh

Jahreserzeugung eines Jahrgangs

[11]

× 60 % Setzung: acht von zehn neuen Anlagen mit Speicher

2,48 TWh

Davon ins Netz (Spanne 50–70 %)

[5]

× 20 Jahre feste Vergütung läuft 20 Jahre

49,7 TWh

Über die Förderzeit

[9]

× 2,5 ct je kWh Setzung: Vergütung 7,70/6,66 ct minus Marktwert (2025: 4,51 ct)

1,24 Mrd €

Förderung je Jahrgang ohne Reform (Spanne 1,5–3,5 ct)

[9][10]

− 0,10 Mrd € 60 % der Anlagen weiter gebaut × 1,49 TWh × (1,5 ct Bonus × 4 Jahre + Übergangszahlung von 5,2 ct, rund 0,3 ct über dem Marktwert, × 3 Jahre); unter 25 kW nur für Jahrgänge bis 2028, hier auf alle Jahrgänge gemittelt

1,14 Mrd €

Restzahlungen nach Reform

[4]

× 1

1,14 Mrd €

Gewichtet: öffentliche Mittel

÷ 0,2 Mrd € je Punkt Maßstab dieser Seite

5,7

Normalised Impact

Score 5,7 Impact × 5 Wert × 8,5 Plausibilität ÷ 10 = 24 von 100

Dass für neue Anlagen die feste Vergütung entfällt, ist Rechtsfolge des Gesetzes und keine Verhaltensfrage ^[1]. Kontrafaktum ist das geltende Recht mit 20 Jahren fester Vergütung für Anlagen, die bis Ende 2026 ans Netz gehen ^[9]; das Design ist definitorisch, die Ersparnis folgt aus Vergütungssatz, eingespeister Menge und Marktwert. Die Störgröße ist der künftige Marktwert von Solarstrom, der die Differenz bestimmt und in der Spanne 0,42–2,33 Mrd € steht; eine Umkehrrichtung gibt es nicht. Wie viele Anlagen ohne Reform gebaut würden, ist unsicher, weil der Zubau schon seit 2023 fällt ^[7]. Der Gesetzentwurf selbst beziffert die Ersparnis für kleine Anlagen nicht ^[1]. Offen ist zudem, ob die Europäische Kommission die geltende Förderung über 2026 hinaus genehmigt hätte; gerechnet ist gegen die Fortschreibung des geltenden Rechts ^[18]. Dass die Ersparnis in dieser Größenordnung eintritt, trifft in gut acht von zehn vergleichbaren Fällen zu. Die Plausibilität ist hoch: Die Ersparnis folgt aus dem Gesetz; geschätzt ist ihre Höhe, und die steht in der Spanne.

evidence_basis: Mechanismus · P-ceiling 9,5 identifikation: Definitorisch · kein Stufen-Deckel

Kontrafaktum: geltendes EEG mit 20 Jahren fester Vergütung für Inbetriebnahmen bis 31.12.2026 [9]. Design: definitorisch — Wegfall als Rechtsfolge des Entwurfs [1], Betrag aus Menge × (Vergütung − Marktwert); Buchungsidentität zu con-1. Störgröße: künftiger Marktwert Solar und Zubau ohne Reform — in der Spanne 0,42–2,33 Mrd € gebucht. Richtung: keine Umkehrkausalität.

Weniger Netzausbau für Dachsolar

2,5von 100

Werden weniger kleine Dachanlagen gebaut, entstehen auch weniger Mittagsspitzen, für die Verteilnetze ausgebaut werden müssten. Angesetzt sind 1,8 GW weniger Anlagenleistung im Jahr, dieselbe Menge wie beim Klima-Argument. Das tritt nur ein, wenn der Zubau tatsächlich einbricht, und wie viel Netzausbau es spart, ist offen.

Wert 5 · HaushaltsbudgetImpact 1,6Plausibilität 3

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Der Strom sind Netzkosten, die über die Netzentgelte alle Stromkunden bezahlen. Ein Euro weniger Netzausbau zählt wie ein Euro im Budget eines mittleren Haushalts, weil die Entgelte breit verteilt sind. Jede Dachanlage, die nicht gebaut wird, speist mittags keinen Strom ins Ortsnetz. Eingriffe wegen Netzengpässen kosten schon heute mehr als 3 Mrd € im Jahr ^[3]. Die Entlastung fällt bei allen an, die Netzentgelte zahlen, nicht bei denen, die auf eine Anlage verzichten. Der Wert ist mittel: gesparte Netzkosten zählen wie Geld eines mittleren Haushalts.

Angesetzt ist derselbe Rückgang wie im Klima-Argument: 40 % weniger kleine Dachanlagen, rund 1,8 von 4,5 GW im Jahr (Spanne 20–60 %) ^[7]. Diese Leistung fehlt mittags im Verteilnetz. Das Energiewirtschaftliche Institut an der Universität zu Köln beziffert die Netzkosten, die Photovoltaik verursacht, auf 30,6 € je kW ^[14]; angesetzt ist das als jährlicher Betrag über 20 Jahre. Vermeidbar sind davon angesetzt 30 % (Spanne 10–60 %), weil viele Ortsnetze für Wärmepumpen und Ladepunkte ohnehin verstärkt werden. Das ergibt 1,8 Mio kW × 30,6 € × 20 Jahre × 0,3 = 0,33 Mrd € je Baujahrgang. Die Spanne reicht von 0,003 Mrd €, falls die 30,6 € einmalige Kosten meinen, nur ein Zehntel vermeidbar ist und der Zubau nur um ein Fünftel fällt, bis 0,99 Mrd €. Auf der Karte ergibt das einen Normalised Impact von rund 1,7, gut halb so viel wie der CO₂-Schaden, den derselbe Einbruch auf der Gegenseite auslöst (3,1). Der Impact ist klein: Die Entlastung folgt aus einem Einbruch, der selbst unsicher ist, und ihr Betrag hängt an einer Zahl, deren Bezug nicht eindeutig ist.

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1,8 GW

Nicht gebaute Anlagen je Jahrgang

[7]

× 30,6 € je kW und Jahr Setzung: Kölner Wert als jährlicher Betrag gelesen

55,1 Mio €

Vermiedene Netzkosten im Jahr

[14]

× 20 Jahre

1,1 Mrd €

Über 20 Betriebsjahre

× 30 % Setzung: Ortsnetze wachsen ohnehin für Wärmepumpen und Ladepunkte

0,33 Mrd €

Vermeidbarer Anteil (Spanne 10–60 %)

× 1

0,33 Mrd €

Gewichtet: Netzentgelte aller Stromkunden

÷ 0,2 Mrd € je Punkt Maßstab dieser Seite

1,65

Normalised Impact

Score 1,65 Impact × 5 Wert × 3 Plausibilität ÷ 10 = 2,5 von 100

Dass weniger Einspeisespitzen weniger Ausbau der Verteilnetze erfordern, ist belegt: Nach der Verteilernetzstudie des Bundeswirtschaftsministeriums erspart eine Abregelung von 3 % der Jahresenergie rund 40 % des Netzausbaus ^[20]. Kontrafaktum ist das geltende Recht mit fester Vergütung und dem Zubau, den es auslöst. Das Design ist mechanistisch, eine Kette aus weniger Anlagen, niedrigerer Spitze, kleinerem Ausbaubedarf und geringeren Netzentgelten. Die Entlastung tritt nur ein, wenn der Zubau tatsächlich einbricht; sie teilt diesen Zweifel mit dem Klima-Argument und den Aufträgen im Handwerk. Hinzu kommt das Glied, das den Betrag trägt: Ob die Kölner 30,6 € je kW jährlich oder einmalig gemeint sind, lässt sich aus der Wiedergabe nicht klären ^[14]. Die Störgröße ist das Lastwachstum durch Wärmepumpen und Elektroautos, das den Ausbau unabhängig von der Einspeisung treibt; eine Umkehrrichtung gibt es nicht. Dass Netzausbau in dieser Größenordnung wegfällt, trifft in drei von zehn vergleichbaren Fällen zu. Die Plausibilität ist niedrig: Die Richtung ist belegt, der Einbruch selbst ist offen und das Glied, das den Betrag trägt, ungeprüft.

evidence_basis: Studie · P-ceiling 6 identifikation: Mechanistisch · Stufen-Deckel 6 befundband: Kette offen · P 3–3,5

Kontrafaktum: geltendes EEG mit fester Vergütung und dem Zubau, den es auslöst. Design: mechanistisch — Kette weniger Anlagen → niedrigere Spitze → Ausbaubedarf → Netzentgelte; Richtung durch die Verteilernetzstudie (Netzplanungsmodell) gestützt [20], kein Kausaldesign für diesen Schritt. Eintritt an den Zubau-Einbruch gebunden (eintritt_gruppe zubau-bricht-ein mit con-2, con-3). Störgröße: Lastwachstum durch Wärmepumpen und E-Autos — über den vermeidbaren Anteil 10–60 % in der Spanne. Richtung: keine Umkehrkausalität.

Gleicher Ergebnisbegriff (vermiedener Verteilnetzausbau durch geringere PV-Spitzen). Die Kette ist benannt, das mengentragende Glied — Bezug der 30,6 €/kW (jährlich oder einmalig) und Übernahme in die Netzplanung — ist ungeprüft, der Eintritt hängt am Zubau-Einbruch. Rückleseprobe: Dass Netzausbau in dieser Größenordnung wegfällt, trifft in drei von zehn vergleichbaren Fällen zu — 3,0.

Offen: Eine Netzplanungsrechnung, die den Ausbaubedarf im Niederspannungsnetz bei geringerem Dach-PV-Zubau beziffert, und ein Beleg für die Stärke des Zubau-Einbruchs würden P heben.

Weniger Mittagsspitzen im Stromnetz

0,6von 100

Neue kleine Dachanlagen dürfen künftig höchstens die Hälfte ihrer Leistung ins Netz speisen statt 60 %. Das senkt die Mittagsspitzen, für die Verteilnetze ausgebaut werden. Wie viel Netzausbau das tatsächlich spart, ist offen, weil die Netze auch für Wärmepumpen und Elektroautos wachsen müssen.

Wert 5 · HaushaltsbudgetImpact 0,4Plausibilität 3

▸ Begründung & Quellen anzeigen ▾ Begründung & Quellen ausblenden

Der Strom sind Netzkosten, die über die Netzentgelte alle Stromkunden bezahlen. Ein Euro weniger Netzausbau zählt wie ein Euro im Budget eines mittleren Haushalts, weil die Entgelte breit verteilt sind. Die Bundesregierung begründet die Kappung ausdrücklich damit, Mittagsspitzen zu vermeiden und die Netze effizienter zu nutzen ^[1]^[3]. Eingriffe wegen Netzengpässen kosten schon heute mehr als 3 Mrd € im Jahr ^[3]. Die Einsparung fällt nicht bei den Anlagenbetreibern an, sondern bei allen, die Netzentgelte zahlen. Der Wert ist mittel: gesparte Netzkosten zählen wie Geld eines mittleren Haushalts.

Seit Februar 2025 dürfen neue Anlagen ohne intelligentes Messsystem höchstens 60 % ihrer Leistung einspeisen ^[13]. Der Entwurf senkt das für kleine Dachanlagen dauerhaft auf 50 % ^[1]. Bei 2,7 GW, die weiter gebaut werden, sinkt die netzwirksame Leistung damit um ein Sechstel, das entspricht 0,45 GW Anlagenleistung. Das Energiewirtschaftliche Institut an der Universität zu Köln beziffert die Netzkosten, die Photovoltaik verursacht, auf 30,6 € je kW ^[14]; angesetzt ist das als jährlicher Betrag über 20 Jahre. Nur ein Teil davon ist vermeidbar, weil viele Ortsnetze für Wärmepumpen und Ladepunkte ohnehin verstärkt werden; angesetzt sind 30 % (Spanne 10–60 %). Das ergibt 0,45 Mio kW × 30,6 € × 20 Jahre × 0,3 = 0,083 Mrd € je Baujahrgang. Die Spanne reicht von 0,001 Mrd €, falls die 30,6 € einmalige Kosten meinen und nur ein Zehntel vermeidbar ist, bis 0,22 Mrd €. Dass weniger Anlagen gebaut werden, entlastet die Netze zusätzlich; das steht als eigenes Argument daneben, weil es nur eintritt, wenn der Zubau einbricht. Der Impact ist klein: Die Kappung betrifft nur ein Sechstel der Leistung neuer Anlagen, und der Betrag hängt an einer Zahl, deren Bezug nicht eindeutig ist.

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2,7 GW

Weiter gebaute Anlagen je Jahrgang

[7]

× 1 − 50/60 Grenze sinkt von 60 auf 50 %

0,45 GW

Weniger netzwirksame Leistung durch die Kappung

[1][13]

× 30,6 € je kW und Jahr Setzung: Kölner Wert als jährlicher Betrag gelesen

13,8 Mio €

Vermiedene Netzkosten im Jahr

[14]

× 20 Jahre

0,28 Mrd €

Über 20 Betriebsjahre

× 30 % Setzung: Ortsnetze wachsen ohnehin für Wärmepumpen und Ladepunkte

0,08 Mrd €

Vermeidbarer Anteil (Spanne 10–60 %)

× 1

0,08 Mrd €

Gewichtet: Netzentgelte aller Stromkunden

÷ 0,2 Mrd € je Punkt Maßstab dieser Seite

0,42

Normalised Impact

Score 0,42 Impact × 5 Wert × 3 Plausibilität ÷ 10 = 0,6 von 100

Dass Einspeisespitzen den Ausbau der Verteilnetze treiben und eine Kappung ihn senkt, ist belegt: Nach der Verteilernetzstudie des Bundeswirtschaftsministeriums erspart eine Abregelung von 3 % der Jahresenergie rund 40 % des Netzausbaus ^[20]. Kontrafaktum ist die geltende Grenze von 60 % ^[13]; das Design ist mechanistisch, eine Kette aus niedrigerer Spitze, kleinerem Ausbaubedarf und geringeren Netzentgelten, ohne eine Studie, die genau diesen Schritt misst. Das Glied, das den Betrag trägt, ist ungeprüft. Aus der Wiedergabe der Kölner Zahl lässt sich nicht klären, ob 30,6 € je kW jährlich oder einmalig gemeint sind ^[14]. Ob Netzbetreiber den geringeren Bedarf in ihre Planung übernehmen, ist nicht belegt. Die Störgröße ist das Lastwachstum durch Wärmepumpen und Elektroautos, das den Ausbau unabhängig von der Einspeisung treibt; eine Umkehrrichtung gibt es nicht. Dass Netzausbau in dieser Größenordnung wegfällt, trifft in drei von zehn vergleichbaren Fällen zu. Die Plausibilität ist niedrig: Die Richtung ist belegt, das Glied, das den Betrag trägt, ist ungeprüft.

evidence_basis: Studie · P-ceiling 6 identifikation: Mechanistisch · Stufen-Deckel 6 befundband: Kette offen · P 3–3,5

Kontrafaktum: geltende 60-%-Grenze des Solarspitzengesetzes [13]. Design: mechanistisch — Kette Spitzenleistung → Ausbaubedarf → Netzentgelte; Richtung durch die Verteilernetzstudie (Netzplanungsmodell) gestützt [20], kein Kausaldesign für diesen Schritt. Störgröße: Lastwachstum durch Wärmepumpen und E-Autos, das Ausbau unabhängig von der Einspeisung auslöst — über den vermeidbaren Anteil 10–60 % in der Spanne. Richtung: keine Umkehrkausalität.

Gleicher Ergebnisbegriff (vermiedener Verteilnetzausbau durch geringere PV-Spitzen). Die Kette ist benannt, das mengentragende Glied — Bezug der 30,6 €/kW (jährlich oder einmalig) und Übernahme in die Netzplanung — ist ungeprüft. Rückleseprobe: Dass Netzausbau in dieser Größenordnung wegfällt, trifft in drei von zehn vergleichbaren Fällen zu — 3,0.

Offen: Eine Netzplanungsrechnung, die den Ausbaubedarf im Niederspannungsnetz für eine Einspeisegrenze von 50 statt 60 % beziffert, würde P bis an 6,0 heben.

Argumente — Contra

4 Argumente · Top 3 angezeigt

Betreiber verlieren Vergütung

16von 100

Wer ab 2027 eine Solaranlage aufs Dach setzt, bekommt für eingespeisten Strom nach einer kurzen Übergangszeit nur noch den Marktpreis. Einem Baujahrgang fehlen dadurch über 20 Jahre rund 1,1 Mrd €, bei einer typischen 10-kW-Anlage rund 140 € im Jahr. Getragen wird das überwiegend von Eigenheimbesitzern mit überdurchschnittlichem Einkommen.

Wert 5 · HaushaltsbudgetImpact 3,9Plausibilität 8,5

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Der Strom ist Geld, das Haushalte mit einer neuen Solaranlage nicht mehr bekommen. Getragen wurde der Ausbau bisher überwiegend von Haushalten mit überdurchschnittlichem Einkommen, höherem Bildungsgrad und jüngeren Gebäuden ^[5]. Ein Euro weniger wiegt dort etwas leichter als in der Mitte. Angesetzt ist ein Fünftel mittlerer Haushalte, je zwei Fünftel aus dem vierten und dem obersten Fünftel der Einkommen. Das ergibt ein Gewicht von 0,68. Für einkommensschwächere Eigentümer wiegt der Verlust schwerer, sie sind unter den Käufern aber selten ^[5]. Wer wegen der Reform gar nicht mehr baut, verliert weniger als die volle Vergütung, weil er auch die Investition spart. Dieser Unterschied ist der teure Dachstrom, der dann nicht erzeugt wird; er steht deshalb nicht als eigenes Pro-Argument hier. Der Wert ist mittel: ein realer Geldverlust, gedämpft dadurch, dass er überwiegend besser verdienende Haushalte trifft.

Der Verlust ist dieselbe Summe, die im ersten Pro-Argument der Bund spart: 1,14 Mrd € je Baujahrgang über 20 Jahre (Spanne 0,42–2,33 Mrd €). Sie verteilt sich auf rund 400.000 Anlagen im Jahr mit im Schnitt 11,3 kW ^[7]. Für eine 10-kW-Anlage mit 60 % Einspeisung sind das rund 5.500 kWh im Jahr und bei 2,5 ct Abstand rund 140 € jährlich ^[9]^[10]. Agora Energiewende und Fraunhofer ISE kommen für einen Vierpersonenhaushalt im Bestand auf 185–277 € Mehrkosten im Jahr, einschließlich der Gebühren für die Direktvermarktung ^[6]. Mit dem Gewicht von 0,68 bleiben 0,775 Mrd € je Baujahrgang (Spanne 0,29–1,58 Mrd €). Übergangszahlung und Direktvermarktungsbonus sind bereits abgezogen ^[4]. Der Impact ist mittel: gut eine Milliarde Euro je Baujahr, verteilt auf Hunderttausende Haushalte mit meist überdurchschnittlichem Einkommen.

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1,14 Mrd €

Wegfallende Förderung je Baujahrgang

[4][9][10]

× 0,68

0,78 Mrd €

Gewichtet: Eigenheimbesitzer, überwiegend oberes Einkommensdrittel

÷ 0,2 Mrd € je Punkt Maßstab dieser Seite

3,88

Normalised Impact

Score 3,88 Impact × 5 Wert × 8,5 Plausibilität ÷ 10 = 16 von 100

Der Wegfall folgt unmittelbar aus dem Gesetz ^[1]. Kontrafaktum ist das geltende Recht mit 20 Jahren fester Vergütung ^[9]; das Design ist definitorisch, es ist die Gegenseite der Ersparnis im ersten Pro-Argument. Die Störgröße ist der künftige Marktwert von Solarstrom, der die Höhe bestimmt und in der Spanne steht; eine Umkehrrichtung gibt es nicht. Was der Wegfall an Anlagen kostet, die nicht mehr gebaut werden, steht als eigene Argumente auf dieser Seite und wird hier nicht ein zweites Mal gezählt. Dass der Verlust in dieser Größenordnung eintritt, trifft in gut acht von zehn vergleichbaren Fällen zu. Die Plausibilität ist hoch: Der Verlust folgt direkt aus dem Gesetz; geschätzt ist seine Höhe, und die steht in der Spanne.

evidence_basis: Mechanismus · P-ceiling 9,5 identifikation: Definitorisch · kein Stufen-Deckel

Kontrafaktum: geltendes EEG mit 20 Jahren fester Vergütung [9]. Design: definitorisch — Rechtsfolge des Entwurfs [1], Geberseite des in pro-1 gebuchten Transfers. Störgröße: künftiger Marktwert Solar — in der Spanne gebucht. Richtung: keine Umkehrkausalität.

Weniger Dachsolar, mehr CO₂

12von 100

Ohne feste Vergütung rechnen sich neue Dachanlagen schlechter, und es werden weniger gebaut. Angesetzt ist ein Rückgang um 40 %, rund 1,8 GW im Jahr. Was diese Anlagen über 25 Jahre erzeugt hätten, kommt zu einem Teil aus fossilen Kraftwerken: rund 6 Mio Tonnen CO₂ je ausgefallenem Baujahrgang.

Wert 7 · KlimaImpact 3,1Plausibilität 5,5

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Der Strom sind Treibhausgase, die zusätzlich anfallen oder anderswo eingespart werden müssen. Klimaschutz betrifft breite Teile der Gesellschaft und künftige Generationen, deshalb liegt das Gewicht über dem von Geld. Der deutsche Strom stammt noch zu einem erheblichen Teil aus fossilen Kraftwerken: 2025 fielen im Mittel 344 g CO₂ je verbrauchter kWh an ^[12]. Die Bundesregierung hält zugleich am Ziel von 80 % erneuerbarem Strom im Jahr 2030 fest ^[3]; jede nicht gebaute Anlage vergrößert den Abstand zu diesem Ziel. Der Stromsektor unterliegt dem europäischen Emissionshandel, dessen Obergrenze zusätzliche Tonnen entweder als Klimaschaden durchlässt oder anderen Anlagen im Handel als Einsparlast auferlegt ^[15]. Der Wert ist hoch: Es geht um Klimaschutz, ein Gut mit Folgen weit über die Beteiligten hinaus.

Angesetzt ist, dass ohne feste Vergütung 40 % weniger kleine Dachanlagen gebaut werden (Spanne 20–60 %), rund 1,8 von 4,5 GW im Jahr. Dreizehn Verbände der Branche erwarten, dass sich der Zubau im Eigenheimsegment ohne attraktiven Förderrahmen mehr als halbiert ^[7]. Nach der Halbierung der Förderung 2012 und 2013 fiel der gesamte Zubau von 7,6 auf 3,3 GW ^[16]. In Großbritannien sank der Zubau kleiner Anlagen nach dem Ende der Vergütung 2019 binnen eines Jahres um 43 % ^[22]. Heute trägt der eigene Verbrauch mit Speicher einen größeren Teil der Rechnung, deshalb liegt der Ansatz darunter ^[5]. Die 1,8 GW liefern bei 920 kWh je kW rund 1,66 TWh im Jahr ^[11], über 25 Betriebsjahre rund 41 TWh. Weil Mittagsstrom vom Dach zunehmend anderen Ökostrom statt Kohle oder Gas ersetzt, sind 150 g CO₂ je kWh über die Laufzeit angesetzt (Spanne 50–300 g), weniger als die Hälfte des Mittelwerts von 2025 ^[12]. Das ergibt 6,2 Mio Tonnen je ausgefallenem Baujahrgang (Spanne 1,0–18,6 Mio t). Bewertet ist die Tonne mit 100 €, den Kosten, sie anderswo zu vermeiden: Soweit die Menge nicht über die Marktstabilitätsreserve aus dem Handel genommen wird, muss sie unter der Obergrenze anderswo eingespart werden ^[15]. Auf der Karte ergibt das einen Normalised Impact von rund 3,1, gut halb so viel wie die gesparte Förderung im ersten Pro-Argument (5,7). Der Impact ist mittel: Die fehlenden Anlagen erzeugen zwei Jahrzehnte lang keinen Strom, aber ein wachsender Teil davon hätte nur anderen Ökostrom ersetzt.

▸ Rechenweg anzeigen ▾ Rechenweg ausblenden

4,5 GW

Zubau ohne Reform

[7]

× 40 % Setzung: Verbände erwarten mehr als die Hälfte, 2013 fiel der Zubau um 55 %, in Großbritannien nach dem Ende der Vergütung um 43 %

1,8 GW

Nicht gebaute Anlagen (Spanne 20–60 %)

[7][16][22]

× 920 kWh je kW

1,66 TWh

Fehlende Erzeugung im Jahr

[11]

× 25 Jahre Lebensdauer der Module

41,4 TWh

Über die Betriebszeit

[11]

× 150 g je kWh Setzung: Mittagsstrom verdrängt zunehmend Ökostrom; Mittelwert 2025: 344 g

6,2 Mio t

Zusätzliches CO₂ (Spanne 1,0–18,6)

[12]

× 100 € je Tonne

0,62 Mrd €

Bewertet mit 100 € je Tonne

÷ 0,2 Mrd € je Punkt Maßstab dieser Seite

3,1

Normalised Impact

Score 3,1 Impact × 7 Wert × 5,5 Plausibilität ÷ 10 = 12 von 100

Dass weniger Anlagen gebaut werden, wenn die Förderung sinkt, zeigen zwei deutsche Fälle. Der erste ist der Einbruch 2013 nach der Halbierung der Vergütung ^[16]. Der zweite ist der Rückgang im Eigenheimsegment um gut ein Drittel der Leistung von 2023 bis 2025, den der Branchenverband unter anderem auf das Solarspitzengesetz zurückführt ^[7]^[8]. Kontrafaktum ist das geltende Recht mit fester Vergütung; das Design ist mechanistisch, eine Kette aus sinkender Rendite, weniger Käufen und weniger Solarstrom, ohne eine Studie, die die Reaktion auf genau diesen Wegfall misst. Die eine Störgröße ist der Strompreis für Haushalte, der die Rendite des Eigenverbrauchs bestimmt und den Rückgang dämpfen oder verstärken kann; er steckt in der Spanne von 20–60 %. Richtung: Der Zubau fiel schon vor der Reform, dieser Teil ist im Ansatz von 4,5 GW ohne Reform berücksichtigt und wird der Maßnahme nicht zugerechnet. Offen ist, ob Freiflächenanlagen die fehlende Dachleistung ersetzen. Der Entwurf hält am Ziel von 80 % fest und setzt stärker auf Freiflächen, Agora rechnet für 2035 mit weniger Dach- und mehr Freiflächenleistung ^[1]^[5]. Dass der Zubau spürbar zurückgeht und dadurch mehr CO₂ anfällt, trifft in gut der Hälfte vergleichbarer Fälle zu. Die Plausibilität ist mittel: Die Richtung ist durch frühere Einbrüche gedeckt, wie stark Haushalte mit Speicher heute reagieren, ist nicht gemessen.

evidence_basis: Mehrere Präzedenzfälle · P-ceiling 6 identifikation: Mechanistisch · Stufen-Deckel 6

Kontrafaktum: geltendes EEG mit fester Vergütung. Design: mechanistisch — Kette Rendite → Zubau → Erzeugung → verdrängte fossile Erzeugung; Präzedenzfälle 2012/13 [16] und 2023–25 [7][8] ohne exogene Variation, kein gemessener Trägerparameter für Haushalte mit Speicher. Störgröße: Haushaltsstrompreis (Eigenverbrauchsrendite) — in der Spanne des Rückgangs 20–60 %. Richtung: Vortrend fallender Zubau ist in der F0-Kohorte 4,5 GW verbucht, nicht der Maßnahme zugerechnet.

Gebühren für die Direktvermarktung

4,9von 100

Wer ab 2027 baut und für eingespeisten Strom Geld bekommen will, braucht nach der Übergangszeit einen Direktvermarkter, der den Strom an der Börse verkauft. Das kostet heute rund 140 € im Jahr je Anlage. Über 20 Jahre summiert sich das je Baujahrgang auf knapp eine halbe Milliarde Euro.

Wert 5 · HaushaltsbudgetImpact 1,6Plausibilität 6

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Der Strom ist Geld, das Betreiber neuer Anlagen für einen Dienst ausgeben, den sie bei fester Vergütung nicht brauchen. Die Gebühr bezahlt Arbeit und Technik bei den Vermarktern, sie bindet also Mittel, die sonst anders verwendet würden. Getragen wird sie von denselben Haushalten wie der Wegfall der Vergütung, überwiegend mit überdurchschnittlichem Einkommen ^[5]; angesetzt ist deshalb dasselbe Gewicht von 0,68. Der Bonus von 1,5 ct je kWh über vier Jahre soll einen Teil ausgleichen ^[4]; er ist im ersten Pro-Argument als Restzahlung des Bundes abgezogen und steht hier nicht noch einmal. Agora Energiewende hält die Direktvermarktung für kleine Anlagen erst ab Kosten unter 50 € im Jahr für tragfähig ^[19]. Der Wert ist mittel: ein realer Aufwand, der überwiegend besser verdienende Haushalte trifft.

Bei 4,5 GW ohne Reform und 40 % weniger Anlagen werden rund 2,7 GW im Jahr weiter gebaut, bei im Schnitt 11,3 kW rund 240.000 Anlagen ^[7]. Direktvermarktung kostet heute rund 140 € im Jahr je Anlage; nötig wäre nach Agora Energiewende eine Senkung auf etwa 50 € ^[6]. Angesetzt sind 100 € im Jahr über die Laufzeit (Spanne 50–140 €), weil die Gebühren mit mehr Kunden und einheitlichen Schnittstellen sinken dürften. Über 20 Jahre sind das 0,48 Mrd € je Baujahrgang. Mit dem Gewicht von 0,68 bleiben 0,326 Mrd € (Spanne 0,11–0,61 Mrd €). Wer statt zu vermarkten ganz auf Einspeisung verzichtet, stünde nach derselben Studie mit 281–333 € Mehrkosten im Jahr noch schlechter da ^[6]. Der Gesetzentwurf beziffert für Bürger nur Kosten für intelligente Messsysteme, rund 4,25 Mio € im Jahr; Vermarktungsgebühren schätzt er nicht ^[1]. Der Impact ist klein: rund 100 € im Jahr je Anlage, aber für jede neue Anlage über zwanzig Jahre.

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2,7 GW

Weiter gebaute Anlagen je Jahr

[7]

÷ ÷ 11,3 kW je Anlage Durchschnitt 2025

240.000 Anlagen

Anzahl Anlagen

[7]

× 100 € × 20 Jahre Setzung: heute 140 €, Ziel 50 €

0,48 Mrd €

Gebühr über 20 Jahre (Spanne 50–140 € im Jahr)

[6]

× 0,68

0,33 Mrd €

Gewichtet: Eigenheimbesitzer, überwiegend oberes Einkommensdrittel

÷ 0,2 Mrd € je Punkt Maßstab dieser Seite

1,63

Normalised Impact

Score 1,63 Impact × 5 Wert × 6 Plausibilität ÷ 10 = 4,9 von 100

Dass Direktvermarktung Geld kostet, zeigen die heutigen Angebote; Agora Energiewende und Fraunhofer ISE haben die Kosten für Haushalte über 20 Jahre durchgerechnet ^[5]^[6]. Kontrafaktum ist die feste Vergütung, bei der der Netzbetreiber den Strom ohne Gebühr abnimmt. Das Design ist definitorisch, denn die Gebühr fällt an, sobald die Pflicht zur Vermarktung gilt. Ihre Höhe aber hängt davon ab, wie sich der Markt für kleine Anlagen entwickelt. Die Störgröße ist die Zahl der Anlagen, die weiter gebaut werden, und die Entwicklung der Gebühren; beides steht in der Spanne. Richtung: Die Gebühr folgt aus der Pflicht zur Vermarktung, eine Umkehrung gibt es nicht. Weil die Höhe von einer Marktreaktion abhängt, bleibt die Einschätzung bei sechs von zehn: Kosten in dieser Größenordnung treffen in sechs von zehn vergleichbaren Fällen zu. Die Plausibilität ist mittel: Dass die Gebühr anfällt, steht fest; ihre Höhe über zwanzig Jahre ist eine Annahme über einen Markt, den es erst in Ansätzen gibt.

evidence_basis: Studie · P-ceiling 6 identifikation: Definitorisch · kein Stufen-Deckel

Kontrafaktum: feste Vergütung mit Abnahme durch den Netzbetreiber. Design: definitorisch als Form (Kosten-Prüffrage: fällt an, sobald die Pflicht gilt), P-Deckel 6,0 nach Trockenlauf-Schärfung (a), weil die Höhe von der Marktentwicklung der Vermarktungsgebühren abhängt; Trägerquelle Agora/Fraunhofer ISE 2026 (Kostenrechnung über 20 Jahre) [5][6]. Störgröße: Zahl der weiter gebauten Anlagen und Gebührenpfad — in der Spanne. Richtung: keine Umkehrkausalität.

Solarhandwerk verliert Aufträge

1,1von 100

Werden im Jahr rund 1,8 GW weniger Dachanlagen gebaut, fehlt Arbeit für gut 8.000 Vollzeitkräfte in Montage und Installation. Weil Elektrikerinnen und Elektriker gesucht sind, findet der größte Teil davon andere Arbeit, etwa bei Wärmepumpen, Speichern oder im Netzausbau. Bewertet ist nur der Teil, der nicht anderswo unterkommt.

Wert 6 · Wohlstand & ArbeitImpact 0,3Plausibilität 5,5

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Der Strom ist Arbeit, die ohne neue Stelle verloren geht, und die Belastung, die Arbeitslosigkeit über das Einkommen hinaus bedeutet. Den größten Teil des Betrags macht die entgangene Wertschöpfung aus, deshalb liegt das Gewicht beim Wohlstand und nur wenig darüber. Die Branche beschäftigte 2011 142.700, 2025 noch 84.700 Menschen; den größten Teil des Abbaus trugen Zell- und Modulhersteller ^[11]. Betroffen sind vor allem kleine Handwerksbetriebe, die sich auf Dachanlagen spezialisiert haben. Wer in einem gesuchten Beruf arbeitet, trägt dieses Risiko deutlich leichter als in einer Branche mit hoher Arbeitslosigkeit. Der Wert ist mittel: Arbeit und Einkommen, gedämpft dadurch, dass die meisten Betroffenen rasch neue Arbeit finden.

Für die Montage von 10 GW Photovoltaik braucht es rund 46.500 Vollzeitkräfte ^[11]; auf 1,8 GW weniger Dachanlagen im Jahr entfallen damit rund 8.400 Stellenjahre. Elektroberufe sind gesucht, deshalb ist angesetzt, dass neun von zehn Betroffenen ohnehin anderswo Arbeit finden (Spanne knapp acht bis zehn von zehn). Für den verbleibenden Teil zählt ein Stellenjahr mit 1.600 Stunden zu je 45 € abzüglich 2,05 € für den Wert der Freizeit. Dazu kommt die Einbuße an Lebenszufriedenheit der Betroffenen und ihrer Partner. Das ergibt rund 7.500 € je betroffener Stelle und Jahr. Zusammen sind das 0,063 Mrd € je Baujahrgang (Spanne 0–0,2 Mrd €). Für die neun von zehn, die anderswo arbeiten, zählt nichts, denn ihre Arbeit war Teil der Investition, die ohne Anlage ohnehin entfällt. Der Impact ist klein: Die Arbeit fällt weg, die Menschen finden in einem gesuchten Beruf aber meist neue.

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1,8 GW

Nicht gebaute Anlagen je Jahr

[7]

× 4.650 Vollzeitkräfte je GW 46.500 je 10 GW

8.370 Stellenjahre

Fehlende Montagearbeit

[11]

× 7.500 € Setzung: Ersatzquote 0,9 zwischen Vollbeschäftigung und Regelfall; 1.600 h × 42,95 € × 0,1 + Zufriedenheit 0,9 × 5.700 € × 0,1 + Partner

62,8 Mio €

Wert je Stellenjahr ohne Ersatz (Spanne 0–0,2 Mrd €)

× 1

0,06 Mrd €

Gewichtet

÷ 0,2 Mrd € je Punkt Maßstab dieser Seite

0,32

Normalised Impact

Score 0,32 Impact × 6 Wert × 5,5 Plausibilität ÷ 10 = 1,1 von 100

Dass weniger Anlagen weniger Montagearbeit bedeuten, folgt aus dem Arbeitsbedarf je installierter Leistung ^[11]. Kontrafaktum ist das geltende Recht; das Design ist mechanistisch, die Kette läuft über den Rückgang des Zubaus aus dem Klima-Argument und teilt dessen Unsicherheit. Die Störgröße ist die Nachfrage nach Elektrikern in anderen Feldern, die bestimmt, wie viele Betroffene neue Arbeit finden; sie steht in der Spanne. Richtung: Die Beschäftigung folgt dem Zubau, nicht umgekehrt. Die Forschungsstelle FENES warnt vor einem Stellenabbau wie zwischen 2009 und 2013 ^[17]. Dass Stellen in dieser Größenordnung verloren gehen, trifft in gut der Hälfte vergleichbarer Fälle zu. Die Plausibilität ist mittel: Der Zusammenhang mit dem Zubau ist eng, ob dieser tatsächlich einbricht, ist offen.

evidence_basis: Präzedenz · P-ceiling 6 identifikation: Mechanistisch · Stufen-Deckel 6

Kontrafaktum: geltendes EEG. Design: mechanistisch — Arbeitsbedarf je GW (Fraunhofer ISE [11]) × Zubaurückgang aus con-2 × (1 − Ersatzquote) nach arbeitsplatz-jahr/1.0; Präzedenz 2011–2025 ohne Kontrafaktum. Störgröße: Arbeitsnachfrage nach Elektrikern in anderen Feldern — Ersatzquote 0,79–1,0 in der Spanne. Richtung: Beschäftigung folgt dem Zubau.

Summary

Fällt die feste Vergütung für neue Dachanlagen weg, spart der Bund für jeden Baujahrgang rund 1,1 Mrd € über 20 Jahre. Dieselbe Summe fehlt den Betreibern, meist Eigenheimbesitzern mit überdurchschnittlichem Einkommen, bei denen sie leichter wiegt als in der öffentlichen Kasse. Dagegen steht vor allem, dass weniger Dachanlagen gebaut werden: Ein Rückgang um 40 % bedeutet je Baujahrgang rund 6 Mio Tonnen CO₂ mehr. Dazu kommen Gebühren für die Direktvermarktung und wegfallende Aufträge im Handwerk; für die Reform spricht noch eine kaum bezifferte Entlastung der Stromnetze. Zusammengenommen entscheidet die Beleglage die Frage nicht: Die Reform läge in gut einem Drittel der Durchläufe vorn, die Gegenseite in knapp zwei Dritteln. Den Ausschlag gibt, ob der Zubau tatsächlich spürbar einbricht. Bleibt er aus, entfallen der Klimaschaden und die wegfallenden Aufträge, und die Reform liegt vorn.

Ausblick — Wirkung über die Zeit

Ausgeglichen · 35 %

Quellen

Deutscher Bundestag: Gesetzentwurf der Bundesregierung für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor, Drucksache 21/7867. dserver.bundestag.de
Deutscher Bundestag: Grundlegende Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes geplant — erste Lesung am 24.09.2026. bundestag.de
Bundesregierung: Kabinett beschließt EEG-Novelle und Netzpaket (29.07.2026). bundesregierung.de
Solaranlagen-Ratgeber: EEG-Beschluss: Einspeisevergütung für PV-Neuanlagen läuft aus — Übergangszahlung, Staffel und Direktvermarktungsbonus im Kabinettsentwurf. solaranlage-ratgeber.de
Agora Energiewende / Fraunhofer ISE: Vom Hausdach in den Strommarkt (Analyse, Juli 2026). agora-energiewende.de
Solarserver: Studie: Direktvermarktung von PV-Dachanlagen kostet Haushalte bis zu 277 Euro pro Jahr (30.06.2026). solarserver.de
ZfK: Solaranlagen: Zubau hat sich fast halbiert — Appell von 13 Verbänden (27.01.2026). zfk.de
pv magazine: BSW-Solar: Mehr neue Photovoltaik-Anlagen auf Freiflächen und weniger auf Dächern 2025 (05.01.2026). pv-magazine.de
ADAC: Einspeisevergütung: So viel Förderung gibt es für Solarstrom 2026 und 2027. adac.de
Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie: Der Jahresmarktwert Solar 2025 (15.01.2026). dgs.de
Fraunhofer ISE: Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland (Fassung vom 20.08.2026). ise.fraunhofer.de
Umweltbundesamt: CO₂-Emissionen pro Kilowattstunde Strom 2025 nur leicht gesunken. umweltbundesamt.de
Wohneigentum NRW: Das Solarspitzengesetz: Das bedeutet es für PV-Anlagen-Besitzer (03.07.2025). wohneigentum.nrw
ZfK: Photovoltaik-Spitzen verteuern den Ausbau der Stromnetze — EWI-Gutachten (17.08.2026). zfk.de
Clean Energy Wire: National climate measures and European emission trading: Assessing the waterbed effect (2019). cleanenergywire.org
Bundesverband Solarwirtschaft: Solarstrom-Zubau 2013 mehr als halbiert (09.01.2014). solarwirtschaft.de
ZfK: EEG-Reform 2026: Kritik an Reiche wächst (27.02.2026). zfk.de
ZDFheute: Energiereform von Reiche: Das sind die Pläne (29.07.2026). zdfheute.de
Agora Energiewende: EEG-Reform: Wie für kleine PV-Dachanlagen der Schritt in den Markt gelingt (30.06.2026). agora-energiewende.de
Themen-Magazin: Ausbaubedarf in deutschen Verteilernetzen — Erkenntnisse aus der BMWi-Verteilernetzstudie. themen-magazin.de
pv magazine: EEG-Novelle: Bundesrat stimmt über umfangreiche Ausschussempfehlungen ab (25.09.2026). pv-magazine.de
Power Systems UK: How has the solar Feed-in Tariff (FiT) closure impacted renewables in the UK? (31.03.2020). powersystemsuk.co.uk

Zuletzt geprüft von Claude Opus 5.5 · 27. September 2026 · 1× KI, 1× Mensch

27. September 2026KI-Prüfung, menschlich freigegebenClaude Opus 5.5Erstbewertung
KI-Entwurf aus der Themen-Automatisierung übernommen; Übergangszahlung nach BT-Drs. 21/7867 korrigiert, Bundesrat 25.09. ergänzt, UK-Beleg zum Zubau; Julian hat volle CO₂-Menge und 40 % Rückgang freigegeben.

Bewertungen entstehen KI-gestützt und werden turnusmäßig auf neue Entwicklungen geprüft; menschliche Durchgänge sind eigens ausgewiesen.Wie wir prüfen →