PV-Förderstopp: Warum steigende Netzkosten zum strategischen Risiko für Stadtwerke werden
Die Forderung von E.ON-Chef Leonhard Birnbaum, die staatliche Förderung für Solaranlagen einzustellen, ist aus rein betriebswirtschaftlicher Sicht nachvollziehbar. Die Technologie hat die kritische Schwelle der Marktreife überschritten: Die Stromgestehungskosten (LCOE) sind gesunken, und der dynamische Marktzubau spricht für sich. Doch für Stadtwerke ist diese Entwicklung mehr als nur eine Erfolgsmeldung der Energiewende. Sie stellt uns vor eine akute strategische Herausforderung: die gerechte Verteilung der fixen Netzinfrastrukturkosten.
Meine Perspektive als Betriebswirtin ist klar: Wir müssen weg von der reinen Subventionslogik hin zu systemdienlichen Geschäftsmodellen. Doch der Wegfall der Förderung beschleunigt einen unerwünschten Effekt: die Quersubventionierung, bei der Mieter und Nicht-PV-Besitzer die steigenden Kosten für das immer komplexere Netz tragen, während PV-Eigentümer durch Eigenverbrauch die Netznutzung minimieren.
Wir müssen uns fragen: Was kostet uns das System, wenn immer mehr Kunden aus der Netznutzung aussteigen, die Fixkosten aber bleiben?
1. Die finanzielle Logik des Förderendes und das EEG 2023
Die staatliche Förderung, insbesondere über das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), diente dazu, die anfänglich hohen Investitionskosten zu senken und damit den Markthochlauf zu ermöglichen. Heute sind die Rahmenbedingungen anders. Die Forschung zeigt, dass der Eigenverbrauchsbonus bereits 2012 abgeschafft wurde und die Wirtschaftlichkeit primär durch die Vermeidung des Bezugs teuren Netzstroms entsteht.
Das EEG 2023 hat die Förderung bereits in Richtung Marktintegration gelenkt:
- Negative Preise: Bei negativen Preisen am Spotmarkt für eine Dauer von mindestens sechs zusammenhängenden Stunden entfällt die EEG-Vergütung für die meisten Neuanlagen. Diese Regelung (§ 51 EEG 2023) signalisiert: Das Netz ist voll, die Anlage muss sich marktdienlich verhalten.
- Marktmengenmodell 2025: Für ab Februar 2025 in Betrieb genommene Anlagen ist eine Verlängerung des Vergütungszeitraums mit einer Art Marktmengenmodell vorgesehen. Dies ist ein weiterer Schritt weg von der festen Einspeisevergütung.
Wenn die Förderungen entfallen, verschiebt sich der Fokus des PV-Betreibers noch stärker auf den Eigenverbrauch. Dies ist ökonomisch rational, führt aber zu einer Erlösschmälerung beim Netzbetreiber, da die fixen Netzkosten auf eine sinkende Menge bezogener Kilowattstunden umgelegt werden müssen.
2. Die Kalkulation des Netzkosten-Dilemmas (Rechentransparenz)
Die Netzentgelte dienen der Deckung der Gesamtkosten für Betrieb, Instandhaltung, Ausbau, Abschreibungen und eines regulatorischen Gewinns in Form der Eigenkapitalverzinsung. Diese Kostenstruktur wird von der Bundesnetzagentur im Rahmen der Anreizregulierung vorgegeben (Quelle: Bundesnetzagentur (BNetzA)). Diese Kosten sind weitgehend fix, unabhängig davon, wie viel Strom durchgeleitet wird. Wenn nun durch Eigenverbrauch die Absatzmenge sinkt, steigt der Preis pro verbleibender Kilowattstunde.
Musterrechnung: Die Netzentgelt-Spirale
Um diesen Effekt zu quantifizieren, betrachten wir die jährliche Kostenbelastung eines fiktiven Verteilnetzgebietes. Nimmt man beispielhaft die folgenden Werte an, lassen sich die Auswirkungen des PV-bedingten Eigenverbrauchs transparent darstellen:
| Kennzahl | Beispielhafte Annahme | Begründung |
|---|---|---|
| A | Gesamte jährliche Netzkosten (fix) | 15.000.000 EUR |
| B | Jährlicher Stromabsatz (ohne PV-Eigenverbrauch) | 150.000.000 kWh |
| C | Durch PV-Eigenverbrauch entfallener Absatz | 15.000.000 kWh (10%) |
1. Netzentgelt ohne PV-Eigenverbrauch (Basis)
$$Netzentgelt_{Basis} = \frac{A}{B} = \frac{15.000.000 \text{ EUR}}{150.000.000 \text{ kWh}} = 0,10 \text{ EUR/kWh} (10,0 \text{ ct/kWh})$$
2. Netzentgelt mit 10% PV-Eigenverbrauch
Reduziert sich der Netzabsatz durch 10% PV-Eigenverbrauch auf 135 Mio. kWh, steigt das Netzentgelt bei gleichbleibenden Kosten auf ca. 0,111 EUR/kWh.
$$Netzentgelt_{Neu} = \frac{A}{(B - C)} = \frac{15.000.000 \text{ EUR}}{135.000.000 \text{ kWh}} \approx 0,111 \text{ EUR/kWh} (11,1 \text{ ct/kWh})$$
Ergebnis: In diesem Rechenbeispiel würde eine Reduktion der bezogenen Menge um 10% zu einer Steigerung des Netzentgelts um 1,1 ct/kWh (11%) führen. Diese Mehrkosten treffen primär die Haushaltskunden ohne eigene PV-Anlage, was die von Birnbaum angesprochene soziale Schieflage direkt quantifiziert.
3. Regulatorische und strategische Handlungsfelder
Die Prognose von deutlichen Preissteigerungen ist realistisch. Eine aktuelle BDEW-Studie prognostiziert, dass sich die jährlichen Gesamtkosten der Netze von gut 30 Mrd. € im Jahr 2023 auf über 70 Mrd. € im Jahr 2045 mehr als verdoppeln werden (Quelle: BDEW-Studie „Prognose und Analyse der Netzentgeltentwicklung Strom“). Dieser Anstieg ist auf massive Investitionen in Flexibilität und Netzinfrastruktur für die Klimaneutralität 2045 zurückzuführen. Diese Kosten müssen regulatorisch über die Erlösobergrenzen genehmigt und über die Netzentgelte refinanziert werden.
Für Stadtwerke ergeben sich daraus folgende strategische Imperative:
A. Diversifikation der Erlösmodelle
Wir können uns nicht länger auf die kWh als primären Erlösanker verlassen. Die Zukunft liegt in der Erbringung von Systemdienstleistungen, der Bereitstellung von Flexibilität und der Bepreisung von Leistung statt reiner Energiemenge. Neue Geschäftsmodelle müssen entwickelt werden, die den Wert des Netzes – also die garantierte Verfügbarkeit und Stabilität – unabhängig vom tatsächlichen Energiebezug abbilden.
B. Netzdienliche Steuerung und §14a EnWG
Der Gesetzgeber versucht, über die regulatorische Schiene gegenzusteuern. Die Novelle des EnWG, insbesondere §14a EnWG, zielt auf die netzdienliche Steuerung steuerbarer Verbrauchseinrichtungen (Ladeinfrastruktur, Wärmepumpen, Speicher) ab. Für Stadtwerke bedeutet dies:
- Technologischer Fokus: Die schnelle Implementierung intelligenter Messsysteme (iMS) ist keine Option, sondern eine Notwendigkeit, um die Anlagen überhaupt steuern und die Lastspitzen reduzieren zu können. Nur so können wir die Überbauung von Netzanschlusskapazitäten managen.
- Tarifdesign: Die Entwicklung von dynamischen oder zeitvariablen Netzentgelten, die Anreize für eine netzdienliche Nutzung schaffen, ist essenziell, um die Belastung der Netzinvestitionen zu optimieren.
C. Transparenz und Kundenkommunikation
Die steigenden Netzentgelte müssen gegenüber den Kunden transparent kommuniziert werden. Die strategische Rolle des Stadtwerks verschiebt sich vom reinen Energieversorger zum Systemmanager. Wir müssen erklären, dass die Kosten nicht für die Kilowattstunde Strom, sondern für die Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit in einem dezentralen System anfallen.
Fazit: Vom Subventionsmodell zur Systemoptimierung
Die Forderung nach dem Ende der PV-Förderung ist ein Weckruf. Sie zwingt uns, die Kostenwahrheit der dezentralen Energiewende anzuerkennen. Für uns als Stadtwerke bedeutet das:
- Risikomanagement: Kontinuierliche Überwachung des Eigenverbrauchsanteils und der daraus resultierenden Erlösschmälerung im Netzgeschäft.
- Investitionsstrategie: Priorisierung von Investitionen, die der Netzstabilisierung dienen (Speicher, iMS, Digitalisierung), und deren Refinanzierung über die ARegV sichern.
- Geschäftsmodell-Innovation: Entwicklung von Tarifen und Dienstleistungen, die den Mehrwert der Systemintegration bepreisen, anstatt nur die fehlende kWh zu beklagen.
Die Energiewende muss sozial gerecht finanziert werden. Das gelingt nur, wenn wir die Fixkosten des Systems nicht länger primär über die variable Kilowattstunde umlegen, sondern über neue, leistungsorientierte Entgeltstrukturen. Das ist die zentrale betriebswirtschaftliche Aufgabe der kommenden Jahre.
Wie begegnen Sie in Ihrem Unternehmen der Herausforderung steigender Netzkosten? Teilen Sie Ihre strategischen Ansätze in den Kommentaren.