Durch das zum 1. August 2014 in Kraft getretene Erneuerbare-Energien-Gesetz 2014 (EEG 2014) änderten sich die Rahmenbedingungen für Investitionen in Photovoltaik-Anlagen (PV-Anlagen) in mehrfacher Hinsicht. Es kann momentan von einem Boom des Photovoltaik-Ausbaus nicht mehr die Rede sein. Das einfache Modell der festen Einspeisevergütung, das bei den meisten Neugründungen angewendet wurde, ist für Neuinvestitionen aufgrund der stark gesunkenen EEG-Vergütungssätze nahezu nicht mehr relevant. Vor diesem Hintergrund sollen in diesem Artikel neben den neuen Bedingungen für die Einspeisevergütung die Geschäftsmodelle Eigenverbrauch und direkte Stromlieferung vor Ort für Energiegenossenschaften näher betrachtet werden. Sowohl für das Eigenverbrauchs- als auch für das Stromliefermodell ergibt sich die wirtschaftliche Attraktivität weniger aus der Förderung des EEG als vielmehr aus dem Preisvorteil lokal erzeugten PV-Stroms gegenüber dem Bezug eines gängigen Stromprodukts am Markt. Entsprechend hängt die Rentabilität beider Modelle nicht zuletzt stark von der künftigen Entwicklung des individuell zu zahlenden Strompreises des Anlagenbetreibers beziehungsweise des zu beliefernden Endkunden ab. Je nach Modell und Projektkonstellation können einzelne Strompreisbestandteile entfallen, wodurch die Wirtschaftlichkeit und auch der bürokratische Aufwand wesentlich beeinflusst werden.
Verschiedene Modelle und die jeweils fälligen Stromnebenkosten
Einspeisevergütung
Neu ist seit 2014, dass nur noch kleine und mittlere Anlagen Anspruch auf die Auszahlung der Einspeisevergütung erheben können. Die Grenze bemisst sich dergestalt, dass nur noch alle Neuanlagen mit einer installierten Leistung bis 500 Kilowatt (kW) mit dem Inbetriebnahmezeitpunkt vom 1. August 2014 bis 31. Dezember 2015 und alle Neuanlagen mit einer installierten Leistung bis 100 kW mit dem Inbetriebnahme Zeitpunkt ab 1. Januar 2016 eine Einspeisevergütung in Anspruch nehmen können. Größere Neuanlagen haben kein Anrecht mehr auf die Einspeisevergütung und müssen zwingend auf alternative Vermarktungsformen ausweichen. Die Vergütungssätze für Dachanlagen betrugen im September 2015 je nach installierter Leistung 12,31 ct/kWh (Anlagen bis 10 kWp), 11,37 ct/kWh (Anlagen zwischen 10 und 40 kWp) und 10,71 ct/kWh (Anlagen zwischen 40 und 500 kWp). Bei Stromgestehungskosten zwischen 10 bis 14 Cent je Kilowattstunden können größere Renditen mit diesem Geschäftsmodell nicht mehr erzielt werden. Für Banken bietet die Einspeisevergütung bei der Kreditvergabe jedoch immer noch die maßgebliche Sicherheit.
Eigenverbrauch
Beim Eigenverbrauch nutzt der Betreiber die Solaranlage, um seinen Strombezug zu verringern und sich (anteilig) mit selbst erzeugtem Strom zu versorgen. Voraussetzung für das Vorliegen von Eigenverbrauch ist die Personenidentität von Anlagenbetreiber und Stromverbraucher. Diese ist grundsätzlich gegeben, wenn der Stromverbraucher das wirtschaftliche Risiko des Anlagenbetriebs trägt. Zusätzlich zu den Installations- und Betriebskosten muss für Anlagen, deren Strom erstmals nach dem 1. August 2014 selbst verbraucht wird, eine anteilige EEG-Abgabe je verbrauchte Kilowattstunde gezahlt werden. Eine Ausnahme besteht nur für kleine Anlagen bis 10 kWp und bis zu einem Verbrauch von 10 Megawattstunden im Jahr. Da in dieser Variante der Strom nicht durch ein öffentliches Stromnetz transportiert wird, fallen keine weiteren Abgaben an. Entscheidend für die Rentabilität von Eigenverbrauchsanlagen ist eine möglichst hohe Gleichzeitigkeit von Erzeugung und Verbrauch, um einen großen Eigenverbrauchsanteil zu realisieren. Die Möglichkeit der Stromeigennutzung wird überwiegend von Privathaushalten und Unternehmen mit Anlagen im oder auf dem eigenen Gebäude genutzt.
Anlagenpacht
Da Energiegenossenschaften selbst nur selten einen bedeutenden Eigenverbrauch haben, bietet sich für diese das Geschäftsmodell Anlagenpacht an. Dazu vermietet eine Energiegenossenschaft eine errichtete PV- oder Kraft-Wärme-Kopplung-Anlage an den Gebäudenutzer, der diese Anlage fortan zur Eigenstromerzeugung nutzt. Für Gebäudenutzer ist dieses Modell interessant, da sie so keine eigenen Investitionen aufbringen müssen und trotzdem Stromkosten sparen. Die Voraussetzung für den Eigenverbrauch ist auch hier die Personenidentität von Anlagenbetreiber und Stromverbraucher. Bei der Vertragsgestaltung ist darauf zu achten, dass die Risiken sorgfältig verteilt werden. Hier sind sowohl die Einschränkungen des EEG zu beachten als auch die Regeln des Finanzmarkts. Von der Deutschen Gesellschaft für Solarenergie DGS und vom Bundesverband Solarwirtschaft werden für diesen Zweck Musterverträge angeboten.
Mieterstrom
Das Mieterstrommodell teilt mit dem Eigenverbrauch die Eigenschaft, dass der erzeugte Strom zunächst im Gebäude verbraucht wird. Im Unterschied zur Anlagenpacht bleibt die Genossenschaft beim Mieterstrom jedoch Betreiber der Anlage und verkauft den erzeugten Strom in das Gebäude. Mit dem Gebäudenutzer wird ein individueller Preis vereinbart, der über der Einspeisevergütung, jedoch unter dem normalen Stromeinkaufspreis des Gebäudenutzers liegt. So profitieren beide Seiten von der Vereinbarung. Neben den Stromgestehungskosten muss die Energiegenossenschaft dem Vertragspartner noch die abzuführende volle EEG-Umlage und die Mehrwertsteuer in Rechnung stellen. Da der Strom nicht über ein Netz der öffentlichen Versorgung transportiert wird, müssen derzeit keine weiteren Abgaben abgeführt werden. Zu berücksichtigen ist jedoch, dass der Betreiber in diesem Modell zu einem Energieversorgungsunternehmen nach dem EEG und dem Energiewirtschaftsgesetz wird, da er den solaren Strom an einen Letztverbraucher liefert. Damit verbunden sind verschiedene rechtliche Verpflichtungen, die vor allem beim Einstieg in das Modell einen Anfangsaufwand bedeuten. Der Vorteil der Direktlieferung gegenüber dem Pachtmodell ist, dass sich damit auch Mehrfamilienhäuser und Gebäude beliefern lassen, in denen mehrere unterschiedliche Abnehmer sitzen. Zudem verringert sich für den Gebäudenutzer der Aufwand, sodass eine Dachakquise leichter fällt.
Direktvermarktung
Der Gesetzgeber sieht für Anlagen ab 500 kWp (ab 1. Januar 2016: ab 100 kWp) die Direktvermarktung vor. Dies bedeutet, dass die Genossenschaft ihre Vergütung für eingespeisten Strom nicht mehr wie bisher vom Netzbetreiber erhält, sondern sich einen Direktvermarkter sucht, der den Strom in ihrem Auftrag über das öffentliche Netz vermarktet. De facto ändert sich in der Vergütungshöhe für die Genossenschaft wenig, da der Direktvermarkter die Differenz zwischen erzieltem Wert und theoretischer Einspeisevergütung (sogenannter anzulegender Wert) über die Marktprämie ersetzt bekommt. Allerdings lohnen sich die Investitionen in die technischen Voraussetzungen für die Direktvermarktung häufig erst ab Anlagen, die eine Mindestgröße von 250 kW aufweisen. Hier gilt es, vorab mit einem potenziellen Direktvermarkter Kontakt aufzunehmen. Für Freiflächenanlagen und perspektivisch auch für größere Dachanlagen sieht das EEG das Prinzip der Ausschreibung vor. Die oben genannte Marktprämie ist dabei nicht mehr fest, sondern hängt vom Gebot ab, dass der Erzeuger abgibt. Diejenigen Anlagenbetreiber, die dabei mit der niedrigsten „Einspeisevergütung“ auskommen, erhalten in der Ausschreibungsrunde den Zuschlag. Im Unterschied zu allen anderen Modellen lässt sich das Ausschreibungsmodell nicht mehr kombinieren. Der erzeugte Strom muss zu 100 Prozent direkt vermarktet werden, ein anteiliger Eigenverbrauch oder Mieterstrom ist nicht mehr möglich.
Fazit
Viele Genossenschaften kennen noch die Zeiten, in denen sich mit der Einspeisevergütung ohne größeren Aufwand hohe Renditen erwirtschaften ließen. Dagegen stehen beim Bau neuer Anlagen zahlreiche Entscheidungen über Größe und Vermarktungsform des Stroms an, die nicht mehr alleine mit der Dachfläche im Zusammenhang stehen. Weniger die wirtschaftlichen Gründe als vielmehr die Unsicherheit über die neuen Modelle sowie der gestiegene Aufwand sorgen für die geringen Ausbauzahlen von PV-Anlagen.
Verschiedene Wege für Genossenschaften, um weiterhin in Solarenergie zu investieren
Konzentration auf kleine Anlagen
Die Bürgersolar Hochrhein eG, Rheinfelden, konzentriert sich zum Beispiel voll auf kleine Anlagen zwischen 10 und 70 kWp. Bei 1.000 bis 1. 200 Euro/kWp deckt die Einspeisevergütung bei diesem Modell die Kosten, einen Zugewinn ermöglicht der direkte Verkauf des Stroms an die Mieter im Gebäude. Diese Konzentration auf einen ganz bestimmten Marktsektor zahlt sich laut dem ehrenamtlichen Vorstandsmitglied Martin Völkle für die Genossenschaft aus. Im Juni nahm die Genossenschaft ihre 35. PV-Anlage in Betrieb, allein sieben davon gingen im ersten Halbjahr 2015 ans Netz.
Fokus auf große Projekte
Im Gegensatz zur Bürgersolar Hochrhein eG sucht die Energeno Heilbronn-Franken eG, Heilbronn, nach großen Projekten. Auf einem Gewerbebetrieb nahm die Genossenschaft 2015 eine 499,8-kWp-Anlage in Betrieb und blieb damit unter der Grenze für die verpflichtende Direktvermarktung. So kann auch weiterhin Strom ins Gebäude verkauft werden. Damit verbunden wurden Sanierungsarbeiten von der Gebäudebeleuchtung über die Klimatisierung bis zur Druckluft, die im Contracting-Verfahren kürzere Amortisationszeiten ermöglichen. Ende August nahm die Genossenschaft schließlich noch eine 2,9-Megawatt-Freiflächenanlage in Betrieb. Als erste Genossenschaft im Land nahm sie damit auch an den Ausschreibungen teil – trotz 960 Euro/kWp jedoch ohne Erfolg. Weil bis zum Stichtag am 31. August gebaut wurde, wird der Strom trotzdem vergütet. Für Vorstandsmitglied Georg Dukiewicz ist jedoch klar, dass solche Projekte im reinen Ehrenamt nicht mehr zu leisten sind. Deshalb beschäftigt die Genossenschaft bereits seit längerer Zeit Personal für die Buchhaltung und die Geschäftsführung und hat Spezialisten für die Energiesparprojekte angeheuert. Auch ein hoher Fremdkapitalanteil bis 80 Prozent ist nötig, um solche Projekte wirtschaftlich betreiben zu können.
Ankauf von Alt-Anlagen
Eine weitere Möglichkeit, die Anlagenzahl zu erhöhen, verrät Vorstandsvorsitzender Wendelin Geiger von der Energie+Umwelt eG, Buchen: „Wir bieten den PV-Betreibern in unserer Region aktiv an, alte Anlagen aufzukaufen und weiter zu betreiben. Viele Betreiber möchten aus Altersgründen, wegen des Aufwands oder weil sie Kapital benötigen, ihre Anlage nicht mehr selbst betreiben. So konnten wir bereits mehrere alte Anlagen übernehmen.“ Mit 38 Anlagen im Bestand verteidigt die Genossenschaft bislang ihren unangefochtenen Platz 1 in der Landesliga. Doch auch die Bürgersolar Hochrhein eG plante zum Redaktionsschluss drei weitere Anlagen – zum Jahresende gibt es also noch einmal ein spannendes Kopf-an-Kopf Rennen.
