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Was ist Redispatch im Stromnetz?
Redispatch bezeichnet die gezielte Anpassung der Stromerzeugung durch Netzbetreiber, um Engpässe im Übertragungs- oder Verteilnetz zu beheben. Anlagen werden auf der einen Seite eines Engpasses heruntergeregelt und auf der anderen Seite hochgefahren, sodass die Netzfrequenz und der Lastfluss stabil bleiben. Seit dem 1. Oktober 2021 gilt in Deutschland Redispatch 2.0, das auch erneuerbare Anlagen ab 100 kW – und damit nahezu alle Agri-PV-Projekte – einbezieht.
Inhaltsverzeichnis
Redispatch auf den Punkt gebracht
- Funktion: Gezielte Erzeugungsanpassung zur Behebung von Engpässen im Stromnetz
- Rechtsgrundlage: Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG)
- Geltungsbereich seit Oktober 2021: Alle Erzeugungsanlagen ab 100 kW – inklusive nahezu aller Agri-PV-Projekte
- Entschädigung: Anlagenbetreiber erhalten einen vollständigen finanziellen Ausgleich für entgangene Einnahmen
Was bedeutet Redispatch konkret?
Der Begriff Redispatch beschreibt die kurzfristige Änderung des ursprünglich geplanten Kraftwerkseinsatzes durch den Netzbetreiber. Während der Begriff Dispatch die fahrplanmäßige Einsatzplanung von Erzeugungsanlagen bezeichnet, greift Redispatch genau dann, wenn die regional verfügbare Netzkapazität nicht ausreicht, um die geplanten Stromflüsse aufzunehmen. Statt das Netz an die Grenzen seiner Belastbarkeit zu führen, werden gezielt einzelne Anlagen heruntergeregelt – und an anderer Stelle des Netzes andere Anlagen hochgefahren, um die Stromnachfrage weiterhin zu decken.
Damit ist Redispatch ein technisches Stabilisierungsinstrument, das Netzengpässe verhindert, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden. Der Mechanismus ist eng mit der Abregelung verwandt: Die Abregelung ist die konkrete Maßnahme, die im Rahmen eines Redispatch-Vorgangs auf eine bestimmte Anlage angewendet wird.
Redispatch ist kein Eingriff gegen erneuerbare Energien, sondern ein notwendiges Werkzeug zur Netzstabilität – mit gesetzlich garantierter Entschädigung für betroffene Anlagenbetreiber.
Wie funktioniert Redispatch 2.0?
Mit der Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG 2.0) trat zum 1. Oktober 2021 die neue Regelung Redispatch 2.0 in Kraft. Sie ersetzte das frühere Einspeisemanagement und erweiterte den Geltungsbereich erheblich. Die wichtigsten Änderungen:
Einbeziehung aller Anlagen ab 100 kW
Während früher nur Anlagen ab 10 MW Redispatch-pflichtig waren, fallen seit Oktober 2021 alle Erzeugungsanlagen ab 100 kW installierter Leistung unter die Regelung. Damit sind nahezu alle gewerblichen PV-Anlagen und der Großteil der Agri-PV-Projekte betroffen. Anlagen unter 100 kW werden nur einbezogen, wenn sie ohnehin fernsteuerbar sind oder Teil eines virtuellen Kraftwerks.
Prognosebasierter Ansatz
Anders als das frühere reaktive Einspeisemanagement arbeitet Redispatch 2.0 prognosebasiert. Netzbetreiber kalkulieren den voraussichtlichen Lastfluss anhand von Wetter-, Last- und Erzeugungsprognosen und planen Eingriffe vorausschauend. Das ermöglicht eine effizientere und kostengünstigere Engpassbewältigung.
Bilanzieller Ausgleich
Die Verantwortung für den bilanziellen Ausgleich der Redispatch-Maßnahmen liegt seit der Reform bei den Netzbetreibern selbst. Bis zum 22. Dezember 2025 erfolgte der finanzielle Ausgleich über ein zentrales Verfahren der Direktvermarkter. Mit Inkrafttreten der jüngsten EnWG-Novelle werden Ansprüche aus redispatchbedingten Abregelungen seit Ende 2025 direkt zwischen Anlagenbetreiber und Netzbetreiber abgewickelt – auf Basis des sogenannten Mischpreisverfahrens, bis eine endgültige Festlegung erfolgt.
Wirtschaftliches Auswahlprinzip
Konventionelle Kraftwerke werden im Redispatch grundsätzlich vorrangig herangezogen. Auf erneuerbare Energien wird nur dann zurückgegriffen, wenn ihre Regelung um den Faktor 10 günstiger ist als die Regelung konventioneller Anlagen. Damit bleibt der Vorrang erneuerbarer Energien aus dem EEG grundsätzlich gewahrt – aber nicht absolut.
Wie hat sich der Redispatch-Bedarf entwickelt?
Die Bundesnetzagentur dokumentiert auf ihrer Plattform SMARD eine deutliche Verschiebung der Redispatch-Belastung in den letzten Jahren. Die wichtigsten Trends im Überblick:
- 2024: Gesamtvolumen Netzengpassmanagement bei rund 30,4 TWh, Redispatch-Maßnahmen mit erneuerbaren Energien stark ansteigend
- Q2/2025: PV-Redispatch-Maßnahmen nahezu verdoppelt von 605 auf 1.168 GWh gegenüber dem Vorjahresquartal
- 2025 (Gesamtjahr): PV-Anlagen mussten 94 % mehr abgeregelt werden als 2024 – Solarstrom dominiert erstmals die Redispatch-Statistik der Erneuerbaren
- Verschiebung in Verteilnetze: 49 % der Maßnahmen entfielen im Q2/2025 auf Engpässe im Verteilnetz – im Vorjahr noch 29 %
Trotz dieser Zunahme konnten laut Bundesnetzagentur weiterhin 96 % bis 97 % der erneuerbaren Erzeugung tatsächlich bei den Letztverbrauchern ankommen. Die abgeregelten Mengen werden vollständig finanziell ausgeglichen – der wirtschaftliche Verlust für Anlagenbetreiber ist damit begrenzt.
Welche Pflichten haben Anlagenbetreiber im Redispatch 2.0?
Wer eine Erzeugungsanlage ab 100 kW betreibt, hat im Rahmen von Redispatch 2.0 mehrere Pflichten. Diese werden in der Praxis häufig durch Direktvermarkter oder spezialisierte Dienstleister übernommen, bleiben rechtlich aber Aufgabe des Anlagenbetreibers:
Stammdatenpflege
Korrekte und aktuelle Daten im Marktstammdatenregister (MaStR) sowie beim zuständigen Netzbetreiber sind Voraussetzung für eine ordnungsgemäße Einbindung in das Redispatch-System. Veraltete Stammdaten können zu Abrechnungsverzögerungen oder fehlerhaften Entschädigungszahlungen führen.
Fernsteuerbarkeit
Die Anlage muss über funktionierende Fernwirktechnik verfügen. Je nach Anlagengröße und Baujahr kommen verschiedene Lösungen in Betracht: Rundsteuerempfänger für ältere Anlagen, moderne Fernwirktechnik für Neuanlagen oder die Integration in ein Direktvermarkter-Steuerungssystem. Auch der Wechselrichter muss steuerungsfähig sein.
Rollenverteilung: EIV und BTR
Im Redispatch 2.0 müssen zwei zentrale Rollen benannt werden: der Einsatzverantwortliche (EIV) ist für die operative Steuerung zuständig, der Betreiber der technischen Ressource (BTR) verantwortet die technische Anlagenseite. Beide Rollen können von Direktvermarktern oder dem Anlagenbetreiber selbst wahrgenommen werden.
Wahl des Abrechnungsmodells
Für die Entschädigung stehen verschiedene Verfahren zur Verfügung. Bei PV-Anlagen kommt häufig das Pauschalverfahren auf Basis standortbezogener Wetterdaten zum Einsatz. Größere Anlagen mit Messtechnik nutzen die Spitzabrechnung mit detaillierter Erfassung der Ausfallarbeit.
Was bedeutet Redispatch für Agri-PV-Projekte?
Standortspezifisches Risiko
Agri-PV-Anlagen liegen häufig in ländlichen Verteilnetzen mit historisch geringer Lastdichte. Genau dort verschiebt sich der Redispatch-Stress aktuell hin: Im zweiten Quartal 2025 entstanden 49 % der Redispatch-Maßnahmen mit erneuerbaren Energien im Verteilnetz. Bayern ist besonders stark betroffen – dort wurden im Q2/2025 mehr als die Hälfte aller Abregelungen durchgeführt. Eine frühzeitige Netzanschlussprüfung am geplanten Netzverknüpfungspunkt ist daher zentraler Bestandteil jeder seriösen Standortanalyse.
Vorteile nachgeführter Systeme
Ein wesentlicher technischer Vorteil von Nachführsystemen (Trackern) ist das gleichmäßigere Einspeiseprofil. Während starre PV-Anlagen ihre Ertragsspitze um die Mittagszeit erreichen – genau dann, wenn auch alle anderen PV-Anlagen einspeisen – verteilen Tracker die Erzeugung über den ganzen Tag. Damit liegen die Einspeisespitzen niedriger, und das Risiko, in eine Redispatch-Maßnahme zu fallen, sinkt deutlich.
Speicher als Lösung
Die wirksamste Antwort auf das Redispatch-Risiko ist die Integration eines Batteriespeichers in Co-Location. Statt die Einspeiseleistung zu drosseln, wird der überschüssige Strom zwischengespeichert und in einer netzfreundlicheren Phase eingespeist – idealerweise dann, wenn die Marktpreise höher sind. So wird abgeregelte Energie nicht nur erhalten, sondern wirtschaftlich aufgewertet.
Wer Agri-PV plant, sollte Redispatch nicht als Hemmnis, sondern als Gestaltungsfaktor verstehen: Tracker, Speicher und kluge Standortwahl reduzieren das Risiko – und der gesetzliche Entschädigungsanspruch bleibt zusätzlich bestehen.
Wer trägt das wirtschaftliche Risiko?
Entschädigungsanspruch nach EnWG
Anlagenbetreiber tragen das wirtschaftliche Risiko von Redispatch-Maßnahmen nicht selbst. Das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) schreibt vor, dass für die durch Redispatch entgangenen Einnahmen ein vollständiger finanzieller Ausgleich erfolgt. Der anfordernde Netzbetreiber zahlt die Entschädigung; die Kosten werden auf die Netzentgelte aller Stromverbraucher umgelegt.
Mischpreisverfahren als aktueller Standard
Seit Inkrafttreten der EnWG-Novelle Ende 2025 wendet die Bundesnetzagentur vorläufig das Mischpreisverfahren an, um einen angemessenen Aufwendungsersatz zu ermitteln. Die konkrete Auszahlung liegt beim Netzbetreiber. Die endgültige Festlegung zur Fortentwicklung des Redispatch 2.0 wird derzeit im Festlegungsverfahren BK6-23-241 erarbeitet.
Volkswirtschaftliche Kosten
Die volkswirtschaftlichen Kosten des Netzengpassmanagements sind erheblich: Die vorläufigen Gesamtkosten lagen im Q2/2025 bei rund 623 Millionen Euro – etwa ein Prozent niedriger als im Vorjahresquartal. Die zentrale Antwort auf diese Kosten liegt im beschleunigten Netzausbau, dokumentiert im Netzentwicklungsplan.
Redispatch und das Solarspitzengesetz: zwei verschiedene Mechanismen
Häufig wird Redispatch mit dem Solarspitzengesetz verwechselt. Beide Mechanismen wirken unterschiedlich – können aber parallel auftreten:
- Redispatch: Eingriff durch den Netzbetreiber zur Behebung lokaler oder regionaler Netzengpässe. Folge: Vollständige Entschädigung der Ausfallarbeit nach EnWG
- Solarspitzengesetz (seit 25. Februar 2025): Aussetzung der EEG-Vergütung in Stunden mit negativen Börsenstrompreisen. Keine Entschädigung – die entgangenen Förderstunden werden ans Ende der 20-jährigen Förderdauer angehängt
An sonnigen Tagen mit niedriger Stromnachfrage kann eine Anlage gleichzeitig negative Preise erleben und abgeregelt werden. Wirtschaftlich ist das ungünstig, kann aber durch Speicher- und Vermarktungsstrategien deutlich abgemildert werden.
Ausblick: Redispatch 3.0 und Flexibilitätsmärkte
Während Redispatch 2.0 vor allem auf größere, zentral steuerbare Einspeiseanlagen zielt, wird im laufenden Festlegungsverfahren der Bundesnetzagentur (BK6-23-241) eine Weiterentwicklung in Richtung Redispatch 3.0 vorbereitet. Ziel ist es, auch dezentrale Verbraucher und Flexibilitätsoptionen aktiv in das Engpassmanagement einzubinden – etwa über steuerbare Lasten, Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge und virtuelle Kraftwerke.
Für Agri-PV-Projekte eröffnen sich dadurch neue Erlösquellen: Wer mit Speicher, smarter Vermarktung und netzdienlichem Verhalten arbeitet, kann zusätzlich an Flexibilitätsmärkten teilnehmen und die wirtschaftliche Resilienz seiner Anlage stärken.
Verbindung zu anderen Marktmechanismen
Redispatch wirkt nicht isoliert, sondern ist Teil eines komplexen Systems aus regulatorischen und technischen Mechanismen:
- Mit der Abregelung: Abregelung ist die technische Umsetzung eines Redispatch-Vorgangs auf Anlagenebene
- Mit dem Merit-Order-Prinzip: Bei Redispatch werden lokale Engpasssignale dem Marktergebnis überlagert
- Mit dem Netzentwicklungsplan: Der geplante Netzausbau soll mittelfristig die Engpassursachen beseitigen und den Redispatch-Bedarf senken
- Mit Co-Location und Speichern: Speicher reduzieren das individuelle Redispatch-Risiko und schaffen zusätzliche Erlösquellen
- Mit dem Solarspitzengesetz: Beide Mechanismen können parallel wirken und beeinflussen die Vermarktungsstrategie
Wer die Mechanismen rund um Redispatch versteht, kann Agri-PV-Projekte gezielt auf langfristige Wirtschaftlichkeit auslegen. Mit Tracker-Technologie, Speicherintegration und kluger Standortwahl bleibt Agri-PV auch im Umfeld zunehmender Netzengpässe ein stabiles Geschäftsmodell.
Häufig gestellte Fragen
Grundsätzlich eignen sich die meisten Flächen, auf denen Landwirtschaft betrieben wird. Problematisch sind Flächen in bestimmten Naturschutzgebieten, wie bspw. Vogelschutzgebiet oder Flora-Fauna-Habitat. Ein wirtschaftlicher Betrieb der Agri-PV Anlage ist je nach Standort, Flächenstruktur und Netzinfrastruktur oft aber erst ab einer bestimmten Flächengröße möglich: Jede landwirtschaftliche Fläche bis 2,5ha in Hofnähe sowie Grünland ab 5 ha und Acker ab 10ha.
Generell kann die Fläche bei Agri-PV sowohl als Dauergrünland als auch für Ackerbau oder den Anbau von Dauerkulturen genutzt werden. Bei bodennahen nachgeführten Agri-PV-Systemen ist der Anbau von hochwachsenden Pflanzen ab einer Wuchshöhe von 1,50m (z.B. Mais, Sonnenblumen) problematisch, da diese die Module verschatten und somit den Stromertrag reduzieren können.
Grundsätzlich kann Agri-PV auch mit Nutztierhaltung kombiniert werden. Hier bieten sich insbesondere hoch aufgeständerte Solaranlagen sowie nachgeführten Tracker Systemen Module an. Die Anlage und die Nutztierhaltung muss in einem landwirtschaftlichen Gesamtkonzept umgesetzt werden, aus dem ersichtlich ist, dass die Nutztiere von der Anlage profitieren.
Die Breite des Bewirtschaftungsstreifens bei Agri-PV-Anlagen liegt typischerweise zwischen 9 und 12 Metern, abhängig von der Bewirtschaftungsform. Unter den Modulen wird ein 1–2 Meter breiter Biodiversitätsstreifen angelegt, der zur ökologischen Aufwertung dient und als Pufferzone rechts und links zur Modulaufständerung fungiert. Mindestens 9 Meter Arbeitsbreite sind notwendig, um Verschattungen zwischen den Modulreihen zu vermeiden und sicherzustellen, dass gemäß DIN SPEC 91434 auf Ackerflächen mindestens 85 % und auf Grünland mehr als 90 % der Fläche bewirtschaftet werden können. Der Reihenabstand wird so gewählt, dass er sowohl die statischen Anforderungen (z.B.: Windlasten) als auch eine ausreichende Energieerzeugung und eine effiziente landwirtschaftliche Nutzung ermöglicht.
Selbstverständlich bringt der Aufbau einer Agri-PV-Anlage gewisse Einschränkungen für die Bearbeitung des Feldes mit sich. Diese sind jedoch aufgrund der individuell auf Ihre Bedürfnisse abgestimmten Reihenabstände (i.d.R. 11-14 m; auch größer möglich), die an die Größe der Maschinen angepasst werden können, überschaubar. Zudem bleibt das Vorgewende erhalten mit einer Breite, die individuell mit Ihnen abgestimmt wird.
Nach derzeitigen Erkenntnissen (v.a. Studien des Frauenhofer ISE und Technologieförderzentrum Bayern) gibt es – je nach Reihenabstand, Feldfrucht und konkreten Wetterbedingungen – z.T. leicht positiven, z.T. leicht negative Auswirkungen auf Menge und Qualität des Ertrags. Hervorzuheben ist jedoch, dass die Vorgaben, die für die gesetzliche Förderung nach dem EEG erfüllt sein müssen (Erzielen von 66 % des landwirtschaftlichen Referenzertrags, s. DIN SPEC 91434), in allen Versuchen unproblematisch erreicht wurden.
Agri-PV-Anlagen tragen wesentlich zur ökologischen Aufwertung landwirtschaftlicher Flächen bei. Sie bieten Schutz vor Winderosion, indem die Solarmodule als Barriere wirken und den Boden stabilisieren. Zudem schützen sie vor Extremwetterphänomenen wie Hagel und Starkregen, wodurch Schäden an Erntepflanzen minimiert werden. Die teilweise Beschattung der Pflanzen verhindert Austrocknung, erhöht die Bodenfeuchtigkeit und kann in heißen Sommern zu gesteigerten Erträgen führen. Darüber hinaus erhalten Agri-PV-Anlagen der Fläche eine „Pause“ von intensiver Landwirtschaft, was die Bodengesundheit fördert und die Biodiversität unterstützt.
Grundsätzlich lässt sich das sehr klar unterscheiden – je nachdem, ob es sich um eine kleinere privilegierte Agri-PV-Anlage bis ca. 2,5 ha oder um eine großskalige Agri-PV-Anlage handelt:
Kleinere Anlagen bis ca. 2,5 ha (privilegiert nach § 35 Abs. 9 Nr. 1 BauGB):
Diese Anlagen sind planungsrechtlich privilegiert und benötigen daher kein Bauleitplanverfahren gemeinsam mit der Gemeinde. In der Regel reicht ein Bauantrag beim zuständigen Landratsamt.
Wenn die Kriterien Hofnähe, direkt-räumlich funktionaler Zusammenhang zur Hofstelle sowie eine Anlage pro Hofstelle erfüllt sind, ist eine Genehmigung innerhalb von ca. 4 Monaten grundsätzlich möglich.
Große Agri-PV-Anlagen:
Bei größeren Projekten ist der Prozess in der Regel umfangreicher und umfasst häufig ein Bauleitplanverfahren (Flächennutzungsplan/Bebauungsplan) inklusive der dazugehörigen Gutachten und Beteiligungen (z. B. Umweltprüfung, Artenschutz, Fachbehörden, Öffentlichkeit).
Wir übernehmen die Koordination der gesamten Schritte, binden Behörden und Fachgutachter ein und sorgen für eine saubere, prüffähige Dokumentation. Die Dauer variiert entsprechend – von mehreren Monaten (bei kleineren Anlagen, je nach Rahmenbedingungen) bis länger bei großskaligen Projekten. Parallel läuft meist die Klärung der Netzanbindung, die den Zeitplan wesentlich beeinflussen kann.
Artenschutz und Biodiversität sind fester Bestandteil unserer Projektentwicklung. Wir prüfen frühzeitig, welche Schutzgüter betroffen sein können (z. B. Brutvögel, Feldhamster, Fledermäuse oder Biotope) und stimmen die Vorgehensweise mit den zuständigen Behörden und Gutachtern ab. Wenn nötig, werden Kartierungen über geeignete Zeiträume durchgeführt und konkrete Maßnahmen eingeplant – etwa Schutz- und Rückzugsräume, angepasste Pflegekonzepte oder Bauzeitenregelungen. Ziel ist eine Lösung, die Landwirtschaft und Natur gleichermaßen berücksichtigt.
Nein — Agri-PV ist darauf ausgelegt, die landwirtschaftliche Nutzung zu erhalten und die Fläche jederzeit in den Ursprungszustand zurückzuversetzen. In der Regel werden keine Fundamente gegossen: Die Unterkonstruktion wird gerammt, sodass keine dauerhafte Bodenversiegelung entsteht, sondern nur temporäre und sehr punktuelle Eingriffe (typischerweise < 1 % der Fläche).Die Fläche bleibt weiterhin bewirtschaftbar, und durch angepasste Pflege- und Nutzungskonzepte können je nach Standort sogar positive Effekte entstehen – etwa Bodenschutz, Mikroklima-Vorteile und mehr Biodiversität. Außerdem ist die Anlage grundsätzlich vollständig rückbaubar; das ist vertraglich geregelt.
Nicht ganz. Redispatch ist der übergeordnete Prozess, bei dem Netzbetreiber den Kraftwerkseinsatz zur Engpassbehebung anpassen. Abregelung ist die konkrete Maßnahme, mit der eine bestimmte Anlage im Rahmen eines Redispatch-Vorgangs heruntergeregelt wird. Auf der anderen Seite des Engpasses werden gleichzeitig andere Anlagen hochgefahren.
Alle Erzeugungsanlagen ab 100 kW installierter Leistung sind Redispatch-pflichtig. Damit fallen praktisch alle gewerblichen PV-Anlagen und nahezu alle Agri-PV-Projekte unter die Regelung. Anlagen unter 100 kW werden nur einbezogen, wenn sie ohnehin fernsteuerbar sind oder Teil eines virtuellen Kraftwerks.
Direktvermarkter übernehmen in der Praxis viele Pflichten für Anlagenbetreiber: korrekte Stammdatenmeldung, Steuerung der Fernwirktechnik, Abwicklung von Entschädigungsansprüchen und teilweise auch die Rollen des Einsatzverantwortlichen und Betreibers der technischen Ressource. Die rechtliche Verantwortung bleibt jedoch beim Anlagenbetreiber.
Ja. Nach dem EnWG haben Anlagenbetreiber Anspruch auf vollständigen finanziellen Ausgleich der durch Redispatch entgangenen Einnahmen. Seit Ende 2025 erfolgt die Abwicklung direkt zwischen Anlagenbetreiber und Netzbetreiber, vorläufig auf Basis des Mischpreisverfahrens. Die endgültige Festlegung der Bundesnetzagentur ist derzeit in Vorbereitung.
Redispatch 3.0 ist die geplante Weiterentwicklung des aktuellen Systems. Während Redispatch 2.0 vor allem zentrale Erzeugungsanlagen einbezieht, sollen künftig auch dezentrale Verbraucher und Flexibilitätsoptionen wie Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge oder steuerbare Industrielasten aktiv im Engpassmanagement genutzt werden. Damit entstehen für Agri-PV-Betreiber zusätzliche Erlösquellen über Flexibilitätsmärkte.
Durch die der Sonne folgenden Tracker produzieren Agri-PV Anlagen deutlich mehr Strom ("Volllaststunden") als konventionelle Freiflächen-PV Anlagen. Je nach Standort können problemlos 1.400 kWh/kW im Jahr erzeugt werden.
Durch die der Sonne folgenden Tracker produzieren Agri-PV Anlagen vermehrt Strom in den Morgen- und Abendstunden. In diesen Zeiten ist der Strombedarf bereits hoch, da die Industrie schon/noch Strom benötigt, während das Stromangebot durch die vor allem nach Süden ausgerichteten Freiflächen- und Dachanlagen noch gering ist. Agri-PV Anlagen können dann stark von den hohen Strompreisen profitieren.
Unter dem Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG) bekommen Agri-PV Anlagen wegen ihrem netzdienlichem und sozialverträglichem Konzept eine höhere Vergütung als konventionelle Freiflächen-PV Anlagen.
Die Pachtverträge für unsere Anlagen laufen mind. 30 Jahre, wobei hier die letzten 10 Jahre durch die in der Regel dann zurückgeführte Finanzierung am ertragreichsten sind. Nach Ablauf der 30 Jahre müssen mit den Flächeneigentümern neue Pachtverträge abgeschlossen werden, damit die Anlage weiter Strom produzieren kann.
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