Photovoltaik für Gewerbekunden

PV-Dachanlagen bestehen neben den Modulen aus der Aufständerung, der Verkabelung, einem Wechselrichter und einem Zweirichtungszähler. Gängige technologieübergreifende Kombinationen umfassen Energiespeicher, Energiemanagement, Wärmepumpe oder Wallbox.

Einen optimalen Ertrag bietet für PV-Dachanlagen in Deutschland eine Ausrichtung bei 30° bis 40° in Südrichtung. Aufgrund der hohen Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen werden heutzutage auch rentable Anlagen in Ost-West-Ausrichtung installiert, da die Stromerzeugung hier vor allem vor- und nachmittags bzw. in den Abendstunden stattfindet. Also genau dann, wenn häufig am meisten Strom benötigt wird. Norddächer eigenen sich in der Regel nicht für eine rentable Anlage.

Die Leistungsangabe einer PV-Anlage erfolgt in Kilowattpeak (kWp) und beschreibt die Anlage bei Standardtestbedingungen (STC). Dies ermöglicht einen einheitlichen Vergleich unterschiedlicher Anlagen und entspricht dem Betrieb unter optimalen Bedingungen.
Vorsicht: Dieser Wert wird in Realität nicht vollständig erreicht!

Durchschnittliche Erträge variieren je nach Anlagengröße. 5 bis 10 kWp Anlagen erzielen in der Regel Erträge von bis zu 1100 kWh/kWp pro Jahr, abhängig von Faktoren wie Einstrahlungswerten. Im Süden Deutschlands sind diese Werte tendenziell etwas höher als im Norden. Auch das Wetter und der Ausrichtungswinkel sind entscheidet für den Ertrag.

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) regelt fünf Hauptvergütungsformen: die Einspeisevergütung, die Marktprämie, die unentgeltliche Abnahme, den Mieterstromzuschlag und die sonstige Direktvermarktung. Das EEG bestimmt zudem rechtliche Rahmenbedingungen für den Ausbau erneuerbarer Energien.

Das EEG legt nicht nur Vergütungsmodalitäten fest, sondern auch die Pflichten von Anlagenbetreibern, die Teilnahme an Ausschreibungen zur Bestimmung des anzulegenden Wertes für größere Anlagen, Regelungen zur Eigenversorgung, sowie Anforderungen an den Einsatz von Biomasse und Windenergie.

Es gelten unterschiedliche Vergütungsformen sowie -höhen je nach Anlagentyp und -größe. Der spezifische Vergütungssatz wird im EEG als Anzulegender Wert bezeichnet.

Für Dachanlagen gilt:

• Die aktuellen Vergütungssätze in der Marktprämie für Anlagen bis zu einer Anlagenleistung von 750 kWp* entnehmen Sie § 48 EEG Abs. 2. Dabei nehmen die Vergütungssätze i.d.R. mit steigender Anlagengröße (0 - 10 kWp, 10 - 40 kWp sowie 40 - 750 kWp*) ab. Ein Sonderfall ergibt sich für Anlagen über 40 kWp, die aufgrund höherer Installationskosten höher vergütet werden.
• Volleinspeiseanlagen werden zusätzlich mit einem Zuschlag nach (§ 48 EEG Abs. 2a) leistungsabhängig begünstigt 
• Die Einspeisevergütung gilt bis zu einer Anlagenleistung von 100 kWp. Der Wert liegt dabei 0,4 ct/kWh unterhalt der Marktprämie (§ 21 Absatz 1) 
• Über 750 kWp* müssen Anlagen an der EEG-Ausschreibung teilnehmen, um eine Förderung nach EEG zu erhalten. Teilnahmeberechtigt sind Anlagen bis zu einer Anlagenleistung von 20 MWp

Bestimmung des Anzulegenden Wertes in der EEG-Ausschreibung:

• Der maximale Zuschlagswert in der EEG-Ausschreibung liegt bei 7,37 ct/kWh. In jeder Ausschreibungsrunde gibt es ein festgelegtes Ausschreibungsvolumen an zuzubauender PV-Leistung. Jedes Gebot eines Anlagenbetreibers enthält die projektbezogenen Anlagenleistung zu einem individuellen Vergütungssatz (z.B. 10 MW zu 5ct/kWh). Die Zuschläge werden für die niedrigsten Gebote erteilt, bis das Ausschreibungsvolumen erfüllt ist. Ist das Gebotsvolumen kleiner als das Ausschreibungsvolumen, erhalten alle Gebote einen Zuschlag. 

Die Direktvermarktung erfolgt meist durch den direkten Handel an der Strombörse (z.B. dem Spotmarkt der EEX) oder über Direktbelieferungsverträge (PPA). Im EEG sind hierfür die Modelle Marktprämie (geförderte Direktvermarktung) sowie die sonstige (ungeförderte) Direktvermarktung angedacht. 

In der Regel ist das Direktvermarktungsmodell aufgrund des Vermarktungsaufwands und der zusätzlich notwendigen technischen Einrichtungen nur für größere Anlagen wirtschaftlich attraktiv. Als Untergrenze gilt hier eine Leistung von 100 kWp.

und Steuerung der Stromerzeugung sowie eine angemessene Reaktion auf die gegenwärtige Marktsituation durch den Direktvermarkter. Anlagen mit einer Leistung unterhalb von 25 kWp sind dabei von der Pflicht einer RLM-Messung und Fernsteuerbarkeit ausgenommen.

Um an der Direktvermarktung teilzunehmen, sind Mess- und Steuertechnik (Ist-Einspeiseleistung und Fernsteuerbarkeit) sowie Kommunikationseinrichtungen erforderlich (§ 10b EEG). Diese Technologien ermöglichen die Überwachung und Steuerung der Stromerzeugung sowie eine angemessene Reaktion auf die gegenwärtige Marktsituation durch den Direktvermarkter. Anlagen mit einer Leistung unterhalb von 25 kWp sind dabei von der Pflicht einer RLM-Messung und Fernsteuerbarkeit ausgenommen.

Die Marktprämie ist eine Zahlung, gefördert durch das EEG, die an Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen geht, welche sich in der Direktvermarktung befinden und keine feste Einspeisevergütung erhalten. Sie sichert Anlagenbetreibern einen Mindestertrag, sollte der Marktwert des Solarstroms unter eine gewisse Schwelle fallen und ermöglicht so sichere Investitionen in moderne Technologien. Dabei fließen die Erlöse vom Direktvermarkter an den Anlagenbetreiber, und die Zahlung der Marktprämie erfolgt über den Netzbetreiber.

Der Anlagenbetreiber erhält je nach Anlagenleistung und Inbetriebnahmedatum einen festen Wert (sog. „Anzulegender Wert“) pro eingespeister kWh, festgelegt durch das EEG oder durch Ausschreibung. Liegt der Monatsmarktwert-Solar unter dem Anzulegenden Wert (durch die Übertragungsnetzbetreiber auf Netztransparenz Marktwertübersicht veröffentlicht) zahlt der Netzbetreiber die Differenz als Marktprämie. Bei Gleichstand oder höherem Marktwert entfällt die Marktprämie. Die Berechnung basiert auf der Differenz zwischen dem Monatsmarktwert-PV und dem Anzulegenden Wert, somit variiert die Prämie monatlich abhängig von den Marktbedingungen.

Der Anlagenbetreiber schließt einen Vertrag mit dem Direktvermarkter (DV) ab, der für die Vermarktung des Solarstroms an der Strombörse zuständig ist. Der Anlagenbetreiber erhält anteilig die an der Börse erzielten Erlöse, abhängig vom Vertrag. Gegebenenfalls werden im Vertrag auch Dienstleistungsentgelte und die Risikoverteilung festgehalten.

Marktprämien basieren auf dem Marktwert des Stroms und schwanken, während die Einspeisevergütung konstant ist. Die Marktprämie erfordert auch eine Direktvermarktung des erzeugten Stroms. Die Wahl zwischen Marktprämien und festen EEG-Vergütungen hängt von verschiedenen Faktoren ab, darunter die Risikobereitschaft des Betreibers, die aktuellen Marktkonditionen und die regulatorischen Rahmenbedingungen. Die Einspeisevergütung bieten eine sichere, vorhersehbare Einnahmequelle, während die Marktprämie darüber hinaus die Möglichkeit bietet, von günstigen Marktsituationen zu profitieren. Beide Modelle tragen zur Förderung erneuerbarer Energien bei, indem sie Anreize für den Bau und Betrieb von Anlagen schaffen. Die feste Einspeisevergütung steht nur Anlagen bis zu 100 kWp bei Eigenverbrauch bzw. 400 kWp bei Volleinspeisung zur Verfügung

Der Anzulegende Wert sinkt i.d.R. für Dachanlagen mit zunehmender Leistung. Ausnahmen bestehen für Anlagen über 40 kWp, die aufgrund höherer Installationskosten höher vergütet werden.

 

Redispatch bezeichnet das Eingreifen in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken, um Überlastungen in Netzabschnitten zu verhindern. Bei drohenden Engpässen wird Kraftwerken auf der einen Seite des Engpasses die Einspeisung reduziert, während auf der anderen Seite die Einspeisung erhöht wird, um einen entgegenwirkenden Lastfluss zu generieren.

Am 1. Oktober 2021 wurde der Redispatch 2.0 gemäß dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) eingeführt. Dieser verpflichtet erstmals auch Erneuerbare-Energien-Anlagen ab 100 kW, neben konventionellen Kraftwerken am Redispatch teilzunehmen. Im Falle von Netzengpässen müssen sie ihre geplante Stromproduktion verschieben und erhalten dafür eine Ausfallvergütung. Das Ziel des Redispatch 2.0 ist die schnellere und kosteneffizientere Beseitigung lokaler Netzengpässe. 

Der verstärkte Einsatz erneuerbarer Energien und der Ausstieg aus der Kernenergie haben zu veränderten Lastflüssen im Netz geführt. Dies erhöht die Häufigkeit von Redispatch-Maßnahmen, da die veränderten Lastflüsse im Netz zusätzliche Eingriffe erfordern, um Überlastungen zu vermeiden.

Da die Belieferung an Endkunden einige Pflichten von Energieversorgungsunternehmen berührt und die Konzepte in der Abwicklung sehr anspruchsvoll werden können, wird die Stromerzeugung und -lieferung oft von spezialisierten Energieversorgungsunternehmen übernommen, die von Vermietern beauftragt werden und die entsprechenden Dachflächen für Solaranlagen zur Verfügung gestellt bekommen. 

Das Mieterstrommodell wird durch einen Mieterstromzuschlag gefördert, der dem Anlagenbetreiber eine zusätzliche Vergütung pro Kilowattstunde (kWh) Strom gewährt. Darüber hinaus besteht die Möglichkeit einer Vergütung durch Überschusseinspeisung über das EEG, wahlweise als Einspeisevergütung oder Marktprämie.

Das Lieferkettenmodell, rechtlich durch das EEG 2021 geregelt, ermöglicht es dem Vermieter ein Mieterstrommodell anzubieten und dabei selbst in die PV-Dachanlage zu investieren. Der Hauseigentümer und Anlagenbetreiber verkauft die erzeugten Strommengen an das Stadtwerk, welches diese an die Mieter weiterleitet Die Pflichten für Energieversorgungsunternehmen werden so an das Stadtwerk ausgelagert. 

Ein Mieterstrommodell ermöglicht Vermietern die Direktbelieferung ihrer Mieter mit Strom aus erneuerbaren Energien, was zu Kosteneinsparungen führt. Ebenso werden die zu vermietende Wohnung somit attraktiver für Interessenten. Abhängig ist das Ganze allerdings von Wirtschaftlichkeit, Standort und der Anzahl der Parteien im Haushalt.