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Der nationale CO2-Preis im Detail – eine Maßnahme zur Erreichung der Klimaziele

Das nationale Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG)

Die Erreichung der nationalen Klimaziele und die Umsetzung des Pariser Klimaabkommens sind die zentralen Aspekte des Handelns des Gesetzgebers. Ein wesentliches Instrument zur Förderung des Ausbaus Erneuerbarer Energien stellt der europäische Emissionshandel dar. Die Bepreisung von fossilen Primärenergieträgern wurde bereits vor einigen Jahren eingeführt und stellt kein neues Instrument dar. Allerdings unterliegen lediglich 40 % der Emissionen dem europäischen Emissionshandel. Sektoren wie der Verkehr wurden bislang nicht mit eingeschlossen. Für Deutschland hat dies zur Folge, dass viele Bereiche im Sektor Verkehr und Wärme nicht betroffen sind. Mit dem Beschluss des nationalen Brennstoffemissionshandelsgesetzes (BEHG) und der damit einhergehenden CO2-Abgabe soll dies ab dem 01.01.2021 geändert werden und damit die Erreichung der nationalen Klimaziele zum Jahr 2030 sichergestellt werden.

Der CO2-Preis als zentraler Baustein

Die wesentliche Änderung des nationalen Brennstoffemissionshandelsgesetzes ist die Einführung eines nationalen CO2-Preises für fossile Primärenergieträger. Betroffen sind ausschließlich Akteure, die fossile Energieträger in den Verkehr bringen und bislang nicht vom europäischen Emissionshandel betroffen waren, § 1 BEHG. Eine Doppelbelastung für Akteure soll so vermieden werden. Im Detail betrifft das BEHG alle Brennstoffe, die dem Energiesteuergesetz nach § 1 Abs. 2 und 3 EnergieStG unterliegen. Für die Jahre 2021/22 soll für die Energieträger Erdgas, Flüssiggas, Grubengas, Benzine, Heizöl und Diesel ein fester CO2-Preis erhoben werden. Ab 2023 kommen weitere Energieträger wie Kohle hinzu. Die detaillierte Auflistung ist dem Anhang 2 des BEHG zu entnehmen. Berichts- und abgabenpflichtig sind nicht die Letztverbraucher, sondern die Erdgaslieferanten, die Importeure von Heizölen und Kraftstoffen, Großhändler für fossile Kraftstoffe oder Raffinerien, wenn die dort hergestellten Produkte direkt in den Verkehr gebracht werden.

Für die freigesetzte Menge an Kohlendioxid hat jeder Akteur die notwendige Menge an Zertifikaten zu bestimmen und einzukaufen. Für die emittierte Menge CO2 ist ab dem Jahr 2021 ein Festpreis zu entrichten. Der Startpreis soll auf 25 €/t festgelegt werden und sukzessiv auf mindestens 55 €/t bis 2026 steigen. Ab 2026 erfolgt die Beschaffung von Emissionszertifikaten durch eine Ausschreibung. Der Preiskorridor muss sich dabei zwischen 55 und 65 € pro Tonne bewegen. Das weitere Vorgehen über die Ausgestaltung des CO2-Preises ab 2027 soll im Jahr 2025 definiert werden.

CO2-Preis Kostenweitergabe an Letztverbraucher möglich

Die zusätzlichen Kosten für die CO2-Abgabe entstehen grundsätzlich beim Verantwortlichen. Die Kosten können auf den Letztverbraucher abgewälzt werden, sofern die Vertragsgestaltung dies zulässt. Bei Strom- und Gasverträgen besteht die Möglichkeit der Kostenanpassung, allerdings haben Letztverbraucher dadurch ein Kündigungsrecht, wie es auch bei der Erhöhung anderer Umlagen wie z. B. der EEG-Umlage der Fall ist. Da die CO2-Abgabe jedes Jahr bis 2026 erhöht wird, könnte der Kunde somit jedes Jahr von seinem Sonderkündigungsrecht Gebrauch machen. Bei Wärmeverträgen ist hingegen eine Preisanpassung über die Preisänderungsklausel möglich. Diese deckt jedoch nur die Steigerung von bereits bestehenden, nicht aber zusätzlichen Kostenbestandteilen ab. Hierfür sind zusätzliche Steuer-, Abgaben- und Kostenklauseln erforderlich.

Maßgeblich für die Kostenberechnung sind die Emissionsfaktoren, welche die emittierte Menge CO2 je Energieträger angeben. Diese sind bislang noch nicht vom Gesetzgeber geklärt worden. Unter der Annahme, dass für das BEHG die gleichen Emissionen wie für den Europäischen Zertifikatehandel verwendet werden, würde dies im Jahr 2021 einen Anstieg bei Heizöl von 6,5 ct/l bedeuten. Bis zum Jahr 2025 würde der CO2-Preis auf mindestens 14,2 ct/l festhalten. Für Erdgas würde es einen Anstieg von 0,5 ct/kWh bis maximal 1,3 ct/kWh geben.

Das Berichtswesen wird umfangreicher

Zur Sicherstellung der Einhaltung des Brennstoffemissionshandelsgesetzes hat jedes Unternehmen einen Emissionsbericht zu erstellen und bei der zuständigen Behörde einzureichen. Hierfür soll ein standardisierter Prozess entwickelt werden, der bislang nur grob im BEHG skizziert wurde. Nach Erfassung der Daten durch das berichtspflichtige Unternehmen und der Erstellung des Berichts ist dieser über ein Onlineportal an eine ausgewählte Verifizierungsstelle wie z. B. den TÜV zu übermitteln. Diese prüft die Emissionsdaten und die geplante Anzahl der zu beschaffenden Emissionszertifikate. Nach Abschluss der Prüfung wird ein Prüfvermerk ergänzt und eine signierte ZIP-Datei erzeugt. Die Datei wird zurück an das berichtspflichtige Unternehmen gesendet. Parallel bestätigt die Verifizierungsstelle die Höhe der geprüften Emissionen in einem noch zu schaffenden Register. Das Unternehmen hat den signierten Bericht über ein Onlineportal bis zum 31.07. eines jeden Jahres an die zuständige Behörde zu übermitteln. Die Behörde prüft die Unterlagen und fordert ggf. weitere nach. Bis zum 30.09 eines jeden Jahres sorgt das Unternehmen für die Abgabe einer entsprechenden Anzahl von zuvor erworbenen Emissionszertifikaten (Kontoausgleich im Register).

Bei einer fehlerhaften Umsetzung oder Nicht-Einhaltung kann das berichtspflichtige Unternehmen mit einer Geldbuße von bis zu 500.000 € sanktioniert werden, sofern kein Brennstoffemissionsbericht eingereicht wurde. Verstöße durch fahrlässiges Handeln können mit einer Geldbuße von bis zu 50.000 € geahndet werden. Bei einer nichtfristgerechten Abgabe der Zertifikate ist der doppelte Einführungspreis zu zahlen. Die Regelung gilt von 2021 bis 2025. Ab 2026 sind mindestens 100 € pro Tonne, plus die Berücksichtigung des Verbraucherpreisindexes gegenüber dem Bezugsjahr 2012 zu zahlen. Bei Nichtanzeige eines Betreiberwechsels ist eine Geldbuße von bis zu 50.000 € zu zahlen.

Der Zeitplan für die nächsten Schritte

Wie ersichtlich wurde, sind viele Teile des BEHG noch nicht für eine erfolgreiche Operationalisierung ausgeprägt. Aus diesem Grund soll durch weitere Rechtsverordnungen der Rahmen für den Start ab dem 01.01.2021 weiter ausgeprägt werden. Im 3-4 Quartal 2020 sollen die ersten Überwachungspläne eingereicht werden. Ende 2020 soll die Genehmigung der Überwachungspläne erfolgen. Bis zum 31.12.2020 soll eine Rechtsverordnung zur Vermeidung von Doppelzählungen folgen. Ab 2021 beginnt dann der Start der Überwachungsphase. Bis zum 28.02.2022 soll es beschränkte Nachkaufmöglichkeiten zum Festpreis geben. Die weitere Entwicklung, wie z. B. die Festlegung der Emissionsfaktoren, bleibt abzuwarten. Ein Teil der Einnahmen aus dem CO2-Handel soll in den Bundeshaushalt fließen und perspektivisch z. T. zur Senkung der EEG-Umlage verwendet werden. In welcher Form die Entlastung erfolgen soll ist bislang noch nicht ganz klar. Im Gespräch sind u. a. auch Direktzahlungen an die ÜNBs. Dies könnte aber eine erneute Prüfung des EEG durch die Europäische Kommission zur Folge haben.

Das BEHG und die CO2-Abgabe als Klimaschutzbeschleuniger

Unabhängig von der Frage, ob der CO2-Preis zur Erreichung der Klimaschutzziele 2030 auf nationaler Ebene ausreicht, wird die Einführung eines CO2-Preises die Energiewende beschleunigen. Konventionelle Erzeugungstechnologien werden zunehmend als Kostentreiber wahrgenommen werden, wenn Alternativen wie Erneuerbare Energien zur Verfügung stehen. Eine genaue Auswirkung bleibt sicherlich abzuwarten. Mit jedem Jahr, mit dem ein weiteres Verfehlen der Klimaziele ersichtlich ist, wird es mit hoher Wahrscheinlichkeit zu Preisanpassungen kommen. Die Wälzbarkeit der Kosten könnte auf Dauer auch in Frage gestellt werden, weil so Unternehmen schneller zu Innovationsanreizen gedrängt werden. Am Ende wird das Thema CO2-Preis und Klimaschutz durch die handelnden Unternehmen, den Gesetzgeber und die Gesellschaft gelöst werden müssen.

dena

Die dena ist das Kompetenzzentrum für Energieeffizienz, erneuerbare Energien und intelligente Energiesysteme. Als Agentur für angewandte Energiewende trägt sie zum Erreichen der energie- und klimapolitischen Ziele bei, indem sie Lösungen entwickelt und in die Praxis umsetzt, national und international. Dafür bringt sie Partner aus Politik und Wirtschaft zusammen, über alle Branchen hinweg. Die Gesellschafter der dena sind die Bundesrepublik Deutschland und die KfW Bankengruppe.

Blockchain Initiative Energie +

Die items GmbH ist seit 2018 Mitglied der Blockchain-Initiative Energie+ im EDNA Bundesverband Energiemarkt & Kommunikation e. V. und versteht sich als Interessensvertreter der beteiligten Marktpartner und will die Akzeptanz und Einführung dieser revolutionären Technologie in der Energiewirtschaft frühzeitig fördern. Dazu gehört der Aufbau von Infrastrukturen ebenso wie die Beeinflussung rechtlicher und politischer Rahmenbedingungen. Auf diese Weise sollen die Chancen der Blockchain und anderer Technologien für datengetriebene Innovationen erschlossen sowie in Wechselwirkung damit auch neue Geschäftsmodelle für die Energiewirtschaft entwickelt und vorangetrieben werden. Dabei engagiert sich die Blockchain-Initiative Energie+ nicht nur national, sondern auch auf europäischer Ebene.

BEMD

Seit dem 01.01.2014 ist die items GmbH Mitglied im Bundesverband der Energiemarktdienstleister und fördert den Austausch gemeinsamer Interessen.

Der BEMD ist in drei Richtungen aktiv:

Als Forum für Energiemarktdienstleister
Als Informationsplattform für den Markt
Als Interessenvertreter für Energiemarktdienstleistungen

Die Anforderungen des Marktes verknüpfen sich so mit den Perspektiven der Dienstleister zu einem gemeinsamen Kurs.

Redispatch 2.0 – Das Stromnetz wird 2021 flexibler

Flexbilität im Stromnetz

Die Energieerzeugung ist längst nicht mehr wie vor 20 Jahren ein Geschäft für wenige hunderte konventionelle Kraftwerke. Mittlerweile erzeugen mehr als 1,7 Millionen Erneuerbare Energien- Anlagen (EE-Anlagen) elektrische Energie und müssen in das Stromnetz integriert werden. Hinzu kommt eine steigende Anzahl neuer Verbraucher wie Wärmepumpen oder Elektromobile, die in das Netz integriert werden müssen. Für ein physikalisches System, bei dem zu jedem Zeitpunkt genauso viel Energie verbraucht wie erzeugt werden muss und für das die physikalischen Grenzen, wie z. B. die der Transportkapazität beachtet werden müssen, stellt dies unter Berücksichtigung des weiteren Ausbaus an EE-Anlagen eine enorme Herausforderung dar. Ein Instrument zur Gewährleistung der Netzstabilität stellen die sogenannten Redispatch-Maßnahmen dar.

Was ist Redispatch?

Der Begriff Redispatch steht für die Änderung der Kraftwerkeinsatzplanung zur Vermeidung von Netzengpässen. Dies geschieht auf Basis von Lastfluss- oder Netzbelastungsberechnungen. Für die Netzstabilität ist in diesem Zusammenhang der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) erforderlich, der eine Übersicht über die Ein- und Ausspeisepunkte der verschiedenen Netzebenen erstellt und nutzt.

Grundsätzlich wird im Rahmen des Redispatch zwischen Standard-Redispatch-Maßnahmen und Sondermaßnahmen differenziert. Bei einer Redispatch-Maßnahme geht es vor allem darum, Netzengpässe zu verlagern, indem Kraftwerke an Standorten mit einer hohen Energienachfrage aktiviert werden und im Gegenzug Kraftwerke in Regionen mit geringerer Nachfrage ihre Erzeugung drosseln müssen (Standard-Redispatch-Maßnahme). Ist auf Basis der Berechnung ein Netzengpass absehbar, weist der Übertragungsnetzbetreiber die Anlagenbetreiber an, ihren Fahrplan zu ändern. Für die Abweichung erhalten die Anlagenbetreiber eine Entschädigung. Die Berechnung erfolgt auf Basis des BDES-Branchenleitfadens zur Vergütung von Redispatch-Maßnahmen.

In diesem Kontext ist zwischen dem negativen und positiven Redispatch zu differenzieren. Bei Sondermaßnahmen ist ein Engpass nicht zeitlich vorhersehbar, weswegen eine Anweisung zur Änderung des Kraftwerkeinsatzplans kurzfristig durch den ÜNB erfolgt. Der Redispatch wird heute mit konventionellen Großkraftwerken ab 10 MW durchgeführt.

Auslöser, das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG)

Auf Grund des starken Zubaus von EE-Anlagen in den letzten 10 Jahren, zunehmenden Netzengpässen auf den unteren Netzebenen sowie den geplanten Kapazitätsverringerungen konventioneller Erzeugungsanlagen, wie z. B. dem geplanten Kohleausstieg, wird derzeit eine Reform des Redisptach geplant. Ausgangsbasis hierfür ist das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG), das neue Vorgaben zum Umgang mit Netzengpässen enthält und ab dem 01. Oktober 2021 umzusetzen ist. Die einzelnen Regelungen des Einspeisemanagements für EE- und KWK-Anlagen werden in das EnWG überführt. Das Vorhaben wird in der Branche als Redispatch 2.0 bezeichnet.

Im Gegensatz zu früher schließen die Neuregelungen alle 890 Verteilnetzbetreiber (VNB) mit ein, da jeder VNB verpflichtet wird, am Redispatch teilzunehmen. Für viele Netzbetreiber bedeutet dies die Implementierung neuer Prozesse, die für eine gemeinsame Kommunikation und Datenaustausch notwendig sind. Die Änderungen sind jedoch noch nicht final beschlossen und werden derzeit von den Verbänden in Zusammenarbeit mit der Regulierungsbehörde erarbeitet.

Redispatch 2.0

Im Gegensatz zur bestehenden Regelung des Redispatch sollen nicht mehr nur noch die konventionellen Anlagen mit einer installierten Leistung größer 10 MW in das Redispatch integriert werden. Im Rahmen der Gesetzesnovelle sind auch konventionelle und KWK-Anlagen zwischen 0,1 bis 10 MW installierter Leistung zu integrieren. Ebenfalls sind alle EE-Anlagen größer 0,1 MW zu berücksichtige sowie alle EE-Anlagen, die kleiner 0,1 MW sind und über eine Steuerungseinheit verfügen. Dies würde alle EE-Anlagen betreffen, die über ein intelligentes Messsystem mit einer Steuerbox verfügen. Bis 2032 dürften hiervon alle Anlagen mit einer installierten Leistung größer 7 kW betroffen sein. Somit sind in Zukunft nicht mehr wenige einzelne Großkraftwerke vom Redispatch betroffen, sondern auch ein Großteil der mehr als 1,7 Millionen EE-Anlagen.

Darüber hinaus sind nicht mehr nur die Anlagenbetreiber, Übertragungsnetzbetreiber und Bilanzkreisverantwortlichen betroffen, sondern auch die Verteilnetzbetreiber der ersten sowie nten-Ebene. Die Entschädigungsprozesse sollen im Kern auf dem Branchenleitfaden für die Abrechnung von Redispatch-Maßnahmen beruhen sowie dem Leitfaden zum Einspeisemanagement 3.0 der BNetzA.

Diskutierte Redispatch-Modelle

Wie ein finales Modell am Ende aussehen könnte, welcher Datenbedarf besteht und welche Prozesse im Einzelnen noch auszugestalten sind, findet sich derzeit noch im Bearbeitungsprozess. Die aktuellen Entwicklungen können auf der Website des BDEW nachverfolgt werden. Im Rahmen des Entwicklungsprozesses differenziert der BDEW zwischen drei unterschiedlichen Bilanzierungsmodellen:

Modell 0 für konventionelle und KWK-Anlagen
Modell 0+ für EE-Anlagen
Modell 1 für EE-Anlagen

Für die Modelle 0 und 0+ ist u. a. die Lieferung von Planungsdaten erforderlich, wohingegen Modell 1 auf Planungsdaten verzichtet. Insgesamt differenzieren alle Modelle zwischen unterschiedlichen Leistungsstufen und zu übermittelnden Daten. Je nach installierter Leistung müssen ggf. Planungs-, Stamm-, Echtzeitdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten und marktbedingte Anpassungen der Fahrweise durch Bilanzkreisverantwortliche bei PV/Wind mitgeteilt werden.

Eine Kernaufgabe der Netzbetreiber wird die Berechnung und Mitteilung von Flex-Ressourcen sein, die aggregiert werden müssen, so dass einzelne Cluster gebildet werden können. Die Flex-Ressourcen spiegeln die Flexibilitätsoptionen der Erzeugungsanlagen wider. Hierfür ist eine Prognose für den Folgetag auf 15min-Basis notwendig. Die Abrechnung erfolgt ebenfalls über den Netzbetreiber. Hierfür wird wahrscheinlich das Spitz- oder Pauschalverfahren nach dem Leitfaden zum Einspeisemanagement 3.0 eingesetzt. Inwiefern sich die einzelnen Prozesse und Modelle weiterentwickeln bleibt diesbezüglich abzuwarten.

Auch VNB ohne EinsMan vom Redispatch betroffen

Grundsätzlich ist jedoch zu beachten, dass alle Anlagenbetreiber nach dem NABEG verpflichtet sind am Redispatch teilzunehmen, auch wenn die Anlage derzeit nicht Teil des EinsMan ist. Diesbezüglich ist der Anlagenbetreiber verantwortlich für:

Meldung/Ergänzung von Stammdaten und Verwaltung bei Änderungen
Erstellung und Aktualisierung der Einspeiseprognose bei Anlagen, die nicht durch EIV verbindlich planbar sind
Ergänzung/Aktualisierung der netztechnischen Wirksamkeit von Anlagen im eigenen Netz auf Übergabepunkte des vorgelagerten Netzes
Meldung von Flexibilitätsbeschränkungen für vorgelagerte Netzbetreiber
Wenn der ANB die Anlagen in seinem Netzgebiet selber anweist, kommen weitere Pflichten, wie z. B. der Bilanzkreisausgleich und die Abrechnung hinzu.

(Quelle BDEW)

Auswirkungen auf die ARegV

Durch die Neugestaltung des NABEG ist bislang noch unklar, welche Auswirkungen sich für die Erlösobergrenze für Netzbetreiber ergeben. Es ist jedoch davon auszugehen, dass der Verwaltungsaufwand für Maßnahmen des Engpassmanagements durch die steigende Anlagenzahl zunehmen wird. Dadurch steigt auch die Nachweispflicht gegenüber der Regulierungsbehörde, sofern die Kosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten (dnbk) anerkannt werden sollen. Nach §15 EEG liegt dies dann bei EE-Anlagen vor, wenn die Maßnahme erforderlich war, diese nicht durch den Netzbetreiber zu vertreten ist und die Zahlung im gesetzlichen Rahmen liegt.

Durch die Tatsache, dass die meisten Erzeugungsanlagen bedingt durch die Energiewende vor allem im Verteilnetz installiert werden, wird der VNB in Zukunft wahrscheinlich einen erhöhten Aufwand gegenüber der Regulierungsbehörde haben. Hinzu kommt, dass der Verwaltungsaufwand in der Regel über eine Pauschale abgedeckt werden muss. Dadurch ist der VNB gezwungen, möglichst automatisierte Prozesse zu etablieren. Hinzu kommt die aktuelle Problematik der mangelnden Datenbasis im Verteilnetz. Viele Verteilnetzbetreiber haben keine Informationen über genaue Netzengpässe oder Spannungsbandverletzungen. Diese könnten aber gerade auf Verteilnetzebene notwendig werden, wenn z. B. mehrere Ladesäulen und EE-Anlagen auf einem Strang angeschlossen sind. Hier stellt sich auch die Frage, ob die derzeitige Planung des BDEW mit Stammdaten und einer Überschlagsrechnung für EE-Anlagen unter 100 kW ausreicht oder nicht vielmehr ein Echtzeitmonitoring des Verteilnetzes notwendig ist.

Entwicklung weiterhin offen

Viele Fragen sind im Rahmen der Ausgestaltung des Redispatch 2.0 noch offen und werden sicherlich in den nächsten Monaten konkretisiert werden. Spannend dürfte für Netzbetreiber vor allem werden, welche Daten im Verteilnetz erhoben werden müssen, um die Anforderungen des Redispatch 2.0 zu erfüllen. Es dürfte auch die Automatisierung der Prozesse zur Reduktion des Verwaltungsaufwands von hoher Priorität sein. So könnte die Flex-Prognose je Anlage auf 15min-Basis für den Folgetag für VNBs ein hoher Aufwand darstellen, da u. a. die Volatilität der EE-Anlagen zu berücksichtigen ist.

Elektromobilität im Fokus der Stromsteuer

Umlagen, Abgaben und Steuern in der E-Mobilität

Spätestens mit dem neuen Klimapaket der Bundesregierung und den geplanten Subventionen im Bereich Ladeinfrastruktur für Elektromobile ist klar, dass das Themenfeld Umlagen, Abgaben und Steuern in der E-Mobilität in den nächsten Jahren zunehmend an Bedeutung gewinnen wird. Hierbei stehen Versorger nicht nur vor der Herausforderung eine hohe Anzahl von Ladepunkten in das Stromnetz zu integrieren, sondern auch die Themen Abrechnung, Steuern und Umlagen gewinnen im Bereich der Elektromobilität zunehmend an Bedeutung. Wurde in der Vergangenheit der Fahrtstrom an vielen Ladepunkten auf Grund mangelnder Auslastung kostenlos bereitgestellt, findet eine zunehmende Integration der Ladepunkte in Abrechnungssysteme statt. Dabei rückt auch die Komplexität der Umlagen, Abgaben und Steuern in den Fokus. Der vorliegende Blogbeitrag legt dabei einen Schwerpunkt auf das Thema Stromsteuer im Bereich E-Mobilität. In welchen Fällen ist eine Stromsteuerbefreiung möglich? Wie fällt diese an und was versteht die StromStV unter dem Begriff Elektromobilität? Andere Themen wie die EEG-Umlage oder NNE werden nicht betrachtet.

Elektromobilität im Sinne der Stromsteuer

Der Begriff der Elektromobilität wurde in §1c der StromStV geregelt. Im Sinne der Stromsteuer fallen alle Batterieelektrofahrzeuge sowie von außen aufladbare Hybridelektrofahrzeuge (Plug-in-Hybride) unter den Begriff Elektromobilität. Bei einem Batteriefahrzeug handelt es sich um ein Kraftfahrzeug mit einem elektrischen Antrieb, wobei der elektrische Energiespeicher von außerhalb des Fahrzeuges wieder aufladbar sein muss §1 StVG. Ein Hybridfahrzeug besitzt dagegen mehrere Antriebe. Mindestens bei einem Antrieb muss es sich um einen elektrischen handeln. Dieser muss ebenfalls von außen über einen elektrischen Speicher aufladbar sein.
Sind elektrische Fahrzeuge nicht im Straßenverkehr zugelassen und befinden sich ausschließlich auf einem Betriebsgelände, fallen sie nicht unter die Regelung des § 1c StromStV. Ein Beispiel sind elektrisch betriebene Gabelstapler auf dem Betriebsgelände. Weiterhin gilt für die E-Mobilität und Stromsteuer, dass auch elektrische Fahrräder unter die Ausnahmeregelung fallen können, wenn sie ausschließlich auf dem Betriebsgelände genutzt werden.

Entstehung der Stromsteuer

Die Entstehung der Stromsteuer ist geregelt in §5 Abs.1 StromStG. Stromsteuer entsteht dabei, „dass vom im Steuergebiet ansässigen Versorger geleisteter Strom durch Letztverbraucher im Steuergebiet aus dem Versorgungsnetz entnommen wird, oder dadurch, dass der Versorger dem Versorgungsnetz Strom zum Selbstverbrauch entnimmt“ (§5 StromStG). Derjenige, der den Strom bereitstellt, wird im Sinne des StromStG als Versorger und Steuerschuldner gewertet, auch wenn eine Lieferung an einen Letztverbraucher stattfindet.
Dabei ist im Kontext der Elektromobilität zu berücksichtigen, dass es sich bei einer Ladesäule um eine Kundenanlage im Sinne des EnWG handelt. Unter der Annahme, dass ausschließlich vollbesteuerter Strom bezogen wird und es sich um eine Ladesäule auf dem Betriebsgelände des Versorgers handelt, welche zum Beispiel der Belieferung der eigenen Arbeitnehmer dient, ist eine Befreiung des Versorgerstatus nach §3 EnergieStG möglich, sofern eine Belieferung des Stroms über eine Kundenanlage erfolgt. Durch die Bereitstellung des Stroms über eine Ladesäule wird in diesem Kontext der Strom nicht über das öffentliche Versorgungsnetz bereitgestellt, sondern über die Kundenanlage des EnWG. Eine Steuer durch die Entnahme aus dem öffentlichen Versorgungsnetz kann somit nicht erhoben werden.
Nach § 1a Abs. 2 Satz 1 Nr. 2 StromStV ist derjenige, der nach § 3 StromStG versteuerten Strom zur Nutzung durch oder unmittelbar an elektrisch betriebene Fahrzeuge leistet, als Letztverbraucher zu werten. Somit stellt das Unternehmen ein Letztverbraucher im Sinne des StromStG dar. Aus diesem Grund ist ein Eintrag beim Hauptzollamt nicht notwendig. Die Rolle des Versorgers und somit Steuerschuldners nimmt in diesem Fall der Lieferant des Unternehmens ein, da das Unternehmen den Strom versteuert von diesem bezieht und die Stromsteuer über die Jahresabrechnung rechtskonform abführt. Die entstandenen Kosten können an den Ladesäulennutzer weitergereicht werden oder vom Unternehmen getragen werden. Maßgeblich ist hierfür die Abrechnung an der Ladesäule in Kombination mit dem Messsystem. Die Verpflichtung der Abgabe der Stromsteuer des Unternehmens gegenüber dem Lieferanten bleibt in jedem Fall bestehen, auch wenn dieses seinen Mitarbeitern den Strom kostenlos zur Verfügung stellt.

Stromsteuerbefreiung

Das StromStG bietet grundsätzlich die Möglichkeit der Stromsteuerbefreiung in bestimmten Fällen. Im Falle der Elektromobilität kann eine Entlastung der Stromsteuer nach §§ 9b, 10 StromStG für das produzierende Gewerbe oder den Spitzenausgleich nicht in Anspruch genommen werden (§ 9b Abs.1 StromStG; § 10 Abs.1 StromStG). Anders als im EEG ist eine Schätzung der entnommenen Strommenge, sofern kein Messsystem zur Erfassung des verbrauchten Stroms der Ladesäule vorliegt, möglich (§§ 17b Abs. 4a, 19 Abs. 4 StromStV). Elektromobile, die nicht unter die Definition des § 1c StromStV fallen, sind weiterhin begünstigungsfähig.
Handelt es sich hingegen um eine Eigenversorgung mit Erneuerbaren Energien, ist eine Befreiung von der Stromsteuer nach § 9 StromStG möglich. Dies gilt sowohl für die Eigenversorgung von Privathaushalten als auch für Unternehmen für deren eigene Fahrzeuge. Ebenfalls ist eine Befreiung für die übrigen Regelungen nach § 9 StromStG möglich. Privathaushalte können die gleichen Regelungen in Anspruch nehmen wie der beschriebene Fall des Unternehmens. Bei einer Belieferung durch einen Lieferanten handelt es sich ebenfalls um eine Belieferung einer Kundenanlage, bei der kein Versorgerstatus zustande kommt. Bei einer Eigenversorgung fällt ebenfalls keine Stromsteuer an (§ 9 StromStG).

PV-Anlagen im Post EEG-Zeitalter

Über eine Millionen EEG-Anlagen in zwölf Jahren

Der Klimawandel und die Pariser Klimaziele stehen aktuell, insbesondere auch im Kontext von Fridays for Future, im Mittelpunkt des öffentlichen Interesses. Das Ziel von mindestens 80 % Erneuerbaren Energien stellt hierbei das selbsternannte Ziel der Bundesregierung dar. Bereits Anfang 2000 wurden hierfür die Weichen mit der Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) zur Förderung alternativer Energiequellen gestellt. Das EEG sollte im Kern dazu dienen, regenerative Energien in ihrer Entwicklung zu fördern. Mittlerweile liegt der Anteil des regenerativ produzierten Stroms in Deutschland bei über 40%.

Der Zubau entstand vor allem auf Grund der staatlich garantierten Einspeisevergütung für eine Dauer von 20 Jahre durch das EEG. Ende des nächsten Jahres werden also die ersten Erneuerbaren Energien-Anlagen aus der EEG-Vergütung fallen. Für die Anlagenbetreiber stellt sich deswegen die Frage, was mit ihrer Anlage passieren soll und welche Möglichkeiten des Weiterbetriebs bestehen.
Bis zum Jahr 2032 sollen laut Analyse der Übertragungsnetzbetreiber über eine Millionen Anlagen aus der EEG-Vergütung fallen. So steht die Frage im Vordergrund, wie mit diesen Anlagen zu verfahren ist. Im Rahmen dieses Blogbeitrages soll der Fokus auf PV-Anlagen liegen.

PV-Anlagen benötigen einen Direktvermarkter

Wie für alle regenerativen Erzeugungsanlagen garantiert das EEG ein Einspeiseprivileg für 20 Jahre zuzüglich des Inbetriebnahmejahres. Dies bedeutet für den erzeugten Solarstrom aus Post-EEG-Anlagen die Erhebung einer EEG-Umlage von 40% nach §61a EEG. Somit entfällt das Privileg des Eigenverbrauchs für PV-Anlagen < 10 kW_peak.

Ebenso endet die Tätigkeit des Übertragungsnetzbetreibers als Vermarkter des eingespeisten Stroms in die Versorgungsnetze, sofern sich die Anlagen nicht in der Direktvermarktung befinden. Dies bedeutet für den Anlagenbetreiber, dass jede erzeugte Kilowattstunde Strom, die nicht eigenverbraucht werden kann und in das öffentliche Netz eingespeist wird, durch einen Direktvermarkter abgenommen werden muss. Ansonsten müsste der Anlagenbetreiber selbst die Rolle des Lieferanten und Vermarkters einnehmen. Gerade für kleine Haushaltsanlagen birgt dies jedoch einen zu hohen Aufwand. Dazu kommt, dass unabhängig von der Frage, wer die Rolle des Direktvermarkters übernimmt, der Wechsel der Vermarktungsform dem zuständigen Netzbetreiber mitgeteilt werden muss. Gleiches gilt auch für Windkraftanlagen, welche im Rahmen des Beitrags nicht betrachtet werden sollen, auch wenn die meisten Vermarktungsmodelle ähnlich zur Photovoltaik sind.

Herkömmliche PV-Anlagen sind in der Regel für einen längeren Betrieb als 20 Jahre konzipiert und verfügen in der Regel nach 20 Jahren noch über 80% ihrer ursprünglichen Leistung. Aus diesem Grund ist zu klären, welche Weiterbetriebsmodelle für Post-EEG-Anlagen denkbar sind.

Unterschiedliche Betriebsmodelle für Post EEG-Anlagen

Für Photovoltaikanlagen sind mehrere Modelle denkbar. Grundsätzlich sind hierfür im Kern drei Fragen zu beantworten:

Wem soll in Zukunft die Anlage gehören? Dem ursprünglichen Besitzer oder einem Dritten?
Soll überschüssige Energie in das Netz eingespeist werden?
Über welchen Zeitraum soll die Anlage betrieben werden?

Im Regelfall ist davon auszugehen, dass ein Weiterbetrieb der Anlagen über Direktvermarkter erfolgen wird, wobei die Anlage im Besitz des ursprünglichen Erzeugers bleibt. Gegen eine monatliche Pauschale oder eine feste Vergütung pro kWh kann der Strom an der Börse in das Portfolio des Direktvermarkters aufgenommen werden. Die rechtlichen Pflichten der Vermarktung, Prognose etc. übernimmt der Dienstleister.

Zur Steigerung der Effizienz kann der Eigenverbrauch durch einen Stromspeicher optimiert werden. Die Sinnhaftigkeit ist hierbei jedoch vom Zustand der Erzeugungsanlage und der Dauer des geplanten Weiterbetriebs abhängig. Der Energievertrieb kann über eine Börse oder über dezentrale, bilaterale Handelsplätze stattfinden.

Demgegenüber steht die Alternative des Repowerings der Solaranlage, bei der die Erzeugungsanlage zu einem gewissen Grad erneuter wird und dann im Sinne des EEGs als Neuanlage gewertet wird. Hierbei entsteht ein erneuter, aber verringerter Vergütungsanspruch, für 20 Jahre zzgl. des Inbetriebnahmejahrs im Sinne des EEG. Hierbei ist jedoch die Größe des Anschlusses zu berücksichtigen, der evtl. nicht für ein Repowering ausgelegt wurde. Die Anforderungen diesbezüglich sind mit dem zuständigen Netzbetreiber zu klären.

Alternativ kann die Anlage mit einem Energiespeicher zur Eigenstromversorgung optimiert und am Wechselrichter komplett auf der Einspeiseseite abgeregelt werden. So entfällt die Verpflichtung der Auswahl eines Direktvermarkters. Die Maßnahme ist ebenfalls beim zuständigen Netzbetreiber zu melden. Genauso sind Konstruktionen mit einem Heizstab in einem Spitzenlastkessel der Heizungsanlage denkbar, der durch die PV-Anlage mit überschüssiger Energie versorgt wird. Da die PV-Anlage bereits abgeschrieben ist, ist eine wirtschaftliche Betriebsweise möglich.

Darüber hinaus besteht auch die Möglichkeit, die PV-Anlage an einen neuen Betreiber zu verkaufen, der die Pflichten der Energiebelieferung übernimmt. Hierbei ist auch die Kombination eines Mieterstrommodells denkbar, da die Energieerzeugung und -abnahme nicht durch eine Person übernommen wird.

Bei einer Umrüstung auf Eigenverbrauch ist jedoch eine Veränderung des Messkonzeptes zu berücksichtigen und ggf. notwendig, um eine abrechnungskonforme Bilanzierung sicherzustellen. Dies kann zu zusätzlichen Kosten beim Messsystem führen, wie auch zu einer Veränderung des Zählerschrankes, der ggf. nicht über den notwendigen Platz verfügt.

Strategien der Anlagenwartung

Im Rahmen des Weiterbetriebs von PV-Anlagen ist in jedem Fall die geplante Dauer des Weiterbetriebs zu klären. Hierbei ist zwischen drei verschiedenen Betriebsweisen zu differenzieren:

1. langfristige Betriebsweise:

Die Betriebsweise ist für einen langfristigen Weiterbetrieb ausgelegt. Es existiert ein umfangreiches Wartungs- und Versicherungskonzept, um die Leistungsfähigkeit der Anlage zu erhalten. Die Anlage wird lediglich bei einem Großkomponentenschaden nicht weiterbetrieben.

2. mittelfristige Betriebsweise:

Die Betriebsweise ist für einen mittelfristigen Weiterbetrieb über mehrere Jahre ausgelegt. Es wird eine jährliche Wartung durchgeführt. Einzelne, kostengünstige Wartungsmaßnahmen werden durchgeführt. Bei mittleren bis größeren Schäden wird der Betrieb der Anlage eingestellt.

3. kurzfristige Betriebsweise:

Die kurzfristige Betriebsweise ist bis zum ersten Schadensfall ausgelegt. Es werden lediglich die notwendigen Wartungsmaßnahmen durchgeführt. Bei einem relevanten Schadensfall wird die Anlage nicht mehr weiterbetrieben. Das Ziel der Betriebsweise ist die Erzielung der maximalen Rendite bei möglichst geringen Instandhaltungskosten.

Bei der Auswahl der jeweiligen Strategie sind vor allem der Standort, der Zustand und die noch vorhandene Leistungsfähigkeit der Anlage zu berücksichtigen. Bei stark beschädigten Anlagen ist entweder die Installation einer Neuanlage sinnvoll oder die kurzfristige Betriebsweise.

Post EEG – Chance für EVUs

Gerade für Stadtwerke stellen Post-EEG-Anlagen ein ungeheures Potenzial dar. Oft sind in einem Netzgebiet 10% aller Haushalte (sofern es sich um ein EVU im ländlichen Raum handelt) mit einer Erneuerbaren-Energien-Anlage ausgestattet, die in den nächsten Jahren aus der Förderung herausfallen können. Hier bietet sich für Stadtwerke das Potenzial, die Rolle des Direktvermarkters zu übernehmen oder die Anlage als Mieterstromanlage weiterzubetreiben. Darüber hinaus können weitere Services im Bereich E-Mobilität integriert werden. Das EVU rückt so stärker in die Rolle eines Dienstleisters, die zur Bindung der Kunden immer notwendiger wird.

Marcel Linnemann

Innovationsmanager / Energiewirtschaft items GmbH

Energiemanagement – effizient mit LoRa

Energiebewusstsein und Ernergiemanagement für Unternehmen

Der Umgang mit Energie ist auch in Unternehmen zunehmend ein politisches, wie auch inhaltliches Thema. Durch die Proteste von Fridays for Future rücken das Verhalten und der Umgang mit Energie eines jeden Einzelnen zunehmend in den Vordergrund. Auch Unternehmen sind von dieser Ernergiemanagement – Debatte nicht ausgeschlossen.

In diesem Zusammenhang gibt es bereits seit einigen Jahren verschiedene Management – Systeme, die Unternehmen ab einer gewissen Mindestgröße umzusetzen haben, um einen Überblick über den eigenen Energieverbrauch zu erlangen und den Verbrauch kontinuierlich zu senken. Kleinere und mittlere Unternehmen (KMU) sind maximal verpflichtet, ein Energieaudit durchzuführen, das die Abbildung des Gesamtenergieverbrauchs zu einem Zeitpunkt zur Ableitung von Energieeinsparmaßnahmen zum Ziel hat. Immer mehr Unternehmen führen hingegen ein sogenanntes Energiemanagementsystem ( EnMS ) ein, um entweder neuen regulatorischen Verpflichtungen nachzukommen oder finanzielle Vorteile in Anspruch nehmen zu können.

Was ist ein Energiemanagement – System?

Die Einführung eines EnMS, dass die Abbildung des Energieverbrauchs bei kontinuierlicher Verbesserung der Energieeffizienz des Unternehmens fördern soll, ist in der ISO 50001 beschrieben. Das EnMS basiert in diesem Kontext auf dem klassischen PDCA-Zyklus (Plan, Do, Act, Check). Im Gegensatz zum Energieaudit, ist die Umsetzung von Maßnahmen verpflichtend. Hierfür sind einzelne Aktionspläne zu definieren und in festgelegten Zeiträumen umzusetzen.

Ein Ernergiemanagement – System besteht insgesamt aus drei Bausteinen: einem etablierten Managementsystem, das Verantwortliche innerhalb der Organisation benennt, und einem Dokumentenmanagementsystem. Darüber hinaus umfasst das EnMS ein aktives Energiemonitoring der eigenen Verbräuche an Hand festgelegter Bilanzgrenzen des Unternehmens, auf dessen Basis Energieeinsparmaßnahmen getroffen werden. Der Prozess wird dabei oft von einer EnMS-Software gestützt. Ausgangsdaten für ein Ernergiemanagement – System können Strom-, Wasser-, Gasverbräuche sein, aber auch Druckluft, Heizöl, Prozesswärme oder Benzinverbräuche. Sämtliche Energieträger sind innerhalb eines Unternehmens zu berücksichtigen.

Die Mehrwerte eines Ernergiemanagement – Systems

Die Beweggründe für ein Ernergiemanagement – System haben oft finanzielle oder rechtliche Hintergründe. Wollen Unternehmen zum einen eine Bafa-Förderung in Anspruch nehmen, ist die Umsetzung eines EnMS in der Regel verpflichtend. Gleiches gilt für eine Abgabenreduzierung oder Abgabenbefreiung wie es z. B. bei der Stromsteuer oder EEG-Umlage der Fall ist. Des Weiteren können die Daten auch zur Vermeidung von Lastspitzen verwendet werden, um die eigenen Netznutzungsentgelte zu optimieren.

Probleme eines EnMS heute

In der Praxis steht und fällt der Erfolg eines Ernergiemanagement – System mit der notwendigen Datenqualität. Je mehr Daten erhoben werden, desto besser können Energiefresser identifiziert und Einsparmaßnahmen umgesetzt werden. Hierfür ist ein Submetering-System erforderlich, über das die einzelnen Energieverbräuche erfasst und zur Berechnung der KPI genutzt werden können. Oft werden die Zähler von den Mitarbeitern abgelaufen und die Daten werden entweder nachträglich manuell in das IT System eingepflegt oder es erfolgt eine Datenübermittlung durch eine App. In jeden Fall sind jedoch Mitarbeiterressourcen erforderlich, um die Messwerte zu erheben.

Effizientes Submetering durch LoRa

Der Einsatz wertvoller Mitarbeiterressourcen kann mit LoRaWAN-fähigen Zählern bzw. Sensorik reduziert werden. Durch die günstige Konnektivitätstechnologie können Zähler schneller, in genau festgelegten Zeiträumen und mit einer besseren Datengranularität ausgelesen werden.

Hierfür ist eine intelligente Technologie-Architektur notwendig, welche die Daten über einen LoRa-Netzwerkserver überträgt und diese durch eine Middleware aufbereitet. Die Daten werden anschließend an die Applikation, das EnMS weitergeleitet. Hier kann der Mitarbeiter Energieeinsparmaßnahmen planen. Kommt es zur Überschreitung von Grenzwerten, wird z. B. eine Push-Benachrichtigung auf ein mobiles Endgerät geschickt.

EnMS, ein Geschäftsmodell für Stadtwerke

Es ist davon auszugehen, dass das Thema Energiemanagement weiterhin an Bedeutung gewinnen wird. Gerade kleinere Unternehmen werden mit einer hohen Wahrscheinlichkeit immer stärker mit dem Thema Energiekosten und regulatorischen Auflagen konfrontiert werden. Hierbei sind Stadtwerke oft erste Ansprechpartner, da diese nicht nur selbst ein Ernergiemanagement – System für ihr eigenes Unternehmen umsetzen müssen, sondern diese Aufgabe oft auch von ihrer Kommune für deren eigene Liegenschaften übernehmen.

Der Einbau von Sensorik wie z. B. Strom-, Wasser- oder Wärmezähler, stellt eine Kernkompetenz eines jeden Stadtwerks da, neben dem technischen Verständnis für Energieoptimierung. Das Stadtwerk kann hierbei als Dienstleister für ein EnMS für kleinere Kunden auftreten. Mit einem mandantenfähigen IT-System ist das Stadtwerk in der Lage, die einzelnen EnMS der Kunden zu verwalten. Gerade im Kontext der sinkenden Margen im Stromvertrieb stellt das Geschäft der Energiedienstleistung ein neues Geschäftsfeld für die Stadtwerke dar, dessen Kernkompetenzen bereits heute vorhanden sind.

Marcel Linnemann

Innovationsmanager / Energiewirtschaft items GmbH

Mieterstrom gleich kalter Kaffee? Nein!

Energie ist ein Substitut und brauch doch neue Formate

Sinkende Margen an der Strombörse, wechselwillige Kunden und eine zunehmende Entwicklung von kleinteiligen Geschäftsmodellen. Dies sind immer häufiger die Herausforderungen, denen sich die Energievertriebe stellen müssen. Die Zeiten, in denen Frau Meier ihr Leben lang bei einem Stadtwerk blieb, sind längst vorbei. Energie ist ein Substitut ohne besonderen Mehrwert, weswegen gerne von der Challenge des Wandels vom Lieferanten zum Dienstleister gesprochen wird. Ein Schlagwort, was viele aus der Branche nicht mehr hören können und wollen, aber in dem doch sehr viel Wahrheit steckt.

Kunden wollen mehr und zwar jetzt!

Die Kunden von heute sind anspruchsvoller geworden. Natürlich gibt es noch den Kunden, der sich nicht für seine Stromrechnung interessiert, allerdings steigt der Anteil derer, welche von der Energiewende partizipieren wollen oder müssen. Für viele Hausbesitzer ist es längst normal, eine PV- oder Solarthermieanlage auf dem Dach zu haben und die Integration von Speichern ist nur noch eine Frage der Zeit.

Ohne es zu wollen verliert ein Stadtwerk seine Rolle und wird zum Lieferanten von Ausgleichsenergie degradiert, wenn die Sonne gerade nicht scheint und die PV-Anlage somit keine Energie produziert. Eine Rolle, die aus wirtschaftlicher Sicht und unter Berücksichtigung der Ausgleichsenergiepreise höchst unwirtschaftlich ist.

Die einzige, die bislang noch nicht von der Energiewende partizipieren konnte, war die Gruppe der Mieter. In der Vergangenheit hatten diese nicht die Möglichkeit, eine Erneuerbare-Energien-Anlage zu betreiben und eine Abgabenbefreiung in Anspruch zu nehmen. Um dies zu ändern, hat der Gesetzgeber im letzten Jahr ein neues Mieterstromgesetz verankert im EEG für Photovoltaikanlagen auf den Weg gebracht.

Mieterstrom – Was ist das?

Bei einem Mieterstrommodell geht es darum, dass ein Lieferant auf dem Hausdach eines Gebäudes eine PV-Anlage installiert, welche die Mieter vor Ort mit Strom versorgen soll. Die Mieter entscheiden dabei selbst, ob sie an dem Mieterstrommodell teilnehmen wollen (hier rot markiert). Der selbstverbrauchte Strom aus der PV-Anlage ist hierbei z. T. umlagebefreit, weswegen er unter dem normalen Strompreis liegen muss. Der Gesetzgeber hat diesbezüglich eine Preisobergrenze von 90% des aktuellen Grundversorgertarifs für den Arbeitspreis definiert. Kann erzeugter Strom zu einem bestimmten Zeitpunkt nicht verbraucht werden, wird dieser in das Netz eingespeist. Die Vergütung erfolgt entweder über eine festen Einspeisevergütung nach dem EEG oder über die Direktvermarktung. Für den Mieter ergibt sich der Vorteil, dass er aktiv an der Energiewende teilhaben und dabei seine Kosten auf der jährlichen Stromrechnung senken kann. Das Stadtwerk hat hingegen die Möglichkeit, aktiv als Dienstleister und Betreiber des Mieterstrommodells aufzutreten, anstatt lediglich die Rolle des Energielieferanten zu übernehmen. Darüber hinaus erhält der Betreiber der PV-Anlage für jede erzeugte und selbstverbrauchte Kilowattstunde einen zusätzlichen Mieterstromzuschlag on-top.

Was sind die Voraussetzung und wie hoch ist die Mieterstromvergütung?

Nicht jedes Mieterstromprojekt kann in den Genuss des Mieterstromzuschlages kommen. Das Gesetz gilt nur für Neuanlagen, deren Leistung kleiner 100 kW_peak< ist (§19 Abs.1 EEG). Die Anlage muss in unmittelbarer Nähe zum Verbraucher installiert werden, ohne dass das öffentliche Netz beansprucht wird. Das jährliche Fördervolumen ist auf 500 MW pro Jahr begrenzt.

Die Höhe der Mieterstromvergütung ist abhängig von der geltenden, festgelegten fixen Einspeisevergütung. Von dieser wird ein gesetzlich festgelegter Wert von 8,5 ct/kWh abgezogen. Dadurch ergibt sich ein Mieterstromzuschlag, welcher mit der Anlagengröße korreliert:

Wer sind die Mitspieler beim Mieterstromprojekt?

Die zentrale Rolle bei einem Mieterstromprojekt übernimmt der Mieterstrombetreiber. Er ist für den Betrieb der Erzeugungsanlage, den Vertragsabschluss mit dem Endkunden und die Belieferung der Restenergie zuständig, wenn die Erzeugungsanlage einmal keine Energie liefert. Der Besitzer der Immobilie erhält für die Bereitstellung seiner Dachfläche eine monatliche Pacht. Andere Kooperationen sind in diesem Zusammenhang auch denkbar. Die Lieferung des Reststroms kann auch durch einen externen Lieferanten im Auftrag des Mieterstrombetreibers erfolgen. Der Messstellenbetreiber ist für den Betrieb des Messsystems verantwortlich. Durch den Einsatz von intelligenten Messsystemen übernimmt dieser auch die Rolle des Messdienstleisters. Der überschüssige Strom aus der PV-Anlage kann wahlweise durch den Netzbetreiber bei einer festen Einspeisevergütung vermarktet werden oder direkt über einen Direktvermarkter an der Börse.

Die Teilnahme am Mieterstromprojekt erfolgt für den Mieter auf freiwilliger Basis. Eine Zwangsteilnahme ist nur in Ausnahmefällen wie z. B. bei Studentenwohnheimen möglich.

Mieterstrom – Lohnt sich das?

Nicht jedes Mieterstromprojekt ist wirtschaftlich. Trotzdem ist das Thema aus strategischer Sicht sinnvoll für jedes EVU. Mieterstromprojekte können nur gelingen, wenn eine lokale Zusammenarbeit zwischen dem Mieterstrombetreiber, dem Vermieter und den Mietern stattfindet. Durch die zusätzliche Förderung können bereits heute Projekte wirtschaftlich betrieben werden. Eine Integration der Abrechnung in das SAP ist bereits heute möglich. Hinzu kommen fallende Preise für PV-Module und Speicher, welche die Wirtschaftlichkeit weiter steigern werden.

Eines steht bereits heute fest: immer mehr Marktanbieter im Bereich Mieterstrom treten auf dem Markt auf, weswegen eine frühzeitige Besetzung des Themas aus strategischer Sicht sinnvoll ist. Denn ein Mieterstromprojekt ist die erste Stufe zu einer Quartierslösung, bei der ein EVU als kommunaler Dienstleister auftreten kann.

Was ist eure Meinung zum Thema Mieterstrom? Diskutiert mit uns auf unserem Blog oder sprecht uns direkt an!

Marcel Linnemann

Innovationsmanager Energiewirtschaft | items GmbH