Stadtwerke prüfen Geschäftsmodelle für die Direktvermarktung kleiner PV-Anlagen

Die geplante Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG 2027) markiert das Ende der festen, 20-jährigen Einspeisevergütung für neue Photovoltaikanlagen mit einer Leistung unter 25 kWp. Stattdessen sieht der überarbeitete Gesetzentwurf ein mehrstufiges Übergangssystem vor. Betreiber dieser Neuanlagen erhalten ab 2027 zunächst für bis zu 36 Monate eine abgesenkte Einspeisevergütung.

Im Anschluss daran werden die Anlagen verpflichtend in die Direktvermarktung überführt. Für diese Phase plant der Gesetzgeber keine Marktprämie, sondern einen Direktvermarktungsbonus von 1,5 ct/kWh für sonstige direkt vermarktete Einspeisungen, der für maximal 48 Monate nach dem ersten Wechsel gezahlt wird. Diese regulatorische Änderung betrifft die Prozesse von Energievertrieben, Messstellenbetreibern, Verteilnetzbetreibern und Direktvermarktern.

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Nur rund 13 Prozent der Stadtwerke haben sich bisher gegen das Geschäftsfeld der Direktvermarktung entschieden

Die Ergebnisse der Umfrage der Arbeitsgemeinschaft für sparsame Energie- und Wasserverwendung (ASEW) zeigen, dass 49 Prozent der 53 an der Umfrage teilnehmenden Stadtwerke angeben, dass sie einen Einstieg in die Direktvermarktung kleiner PV-Anlagen aktuell prüfen. Weitere knapp 18 Prozent planen den Markteintritt konkret, während sich rund 12 Prozent gegen dieses Geschäftsfeld entschieden haben. Rund 21 Prozent der Befragten konnten zum Zeitpunkt der Erhebung noch keine Einschätzung abgeben.

Unter den Versorgern, die einen Einstieg in Betracht ziehen, sind 42 Prozent noch unentschlossen, wie sie den Einstieg genau umsetzen. Während größere Unternehmen wie die RheinEnergie bestehende Direktvermarktungsprozesse auf ihre Endkunden ausrollen können, verzichtet die Mehrheit der kleineren Stadtwerke auf einen vollständigen Eigenaufbau. Stattdessen suchen 16 Prozent der interessierten Stadtwerke nach Kooperationen mit anderen Kommunalversorgern und 15 Prozent planen die Zusammenarbeit mit spezialisierten Direktvermarktern.

Als größte Hürde für den Markteintritt gelten die Kosten. Weitere Hindernisse sind der Aufwand für die technische Integration, die Abrechnungsprozesse, laufende Betriebskosten, regulatorische Vorgaben sowie die Abstimmung mit den Verteilnetzbetreibern. Um wirtschaftlich zu arbeiten, benötigen Stadtwerke laut ASEW eine ausreichende Skalierung, da ein Versorger allein selten über die Marke von 1.000 Anlagen hinauskommt.

Um solche Skaleneffekte zu heben, setzen Kommunalversorger verstärkt auf Gemeinschaftsunternehmen (Joint Ventures). Wie das in der Praxis aussieht, zeigt die METERIX GmbH – ein Joint Venture von drei Stadtwerken aus Brandenburg (Potsdam, Brandenburg an der Havel, Frankfurt/Oder) und zwei aus Sachsen (Görlitz, Hoyerswerda). Als gemeinsamer wettbewerblicher Messstellenbetreiber entlastet METERIX die durch den Pflicht-Rollout stark gebundenen grundzuständigen Messstellenbetreiber (gMSB) und übernimmt die technische Abwicklung für neue Dienstleistungen wie dynamische Tarife, Direktvermarktung oder steuerbare Verbrauchseinrichtungen.

Damit sich der PV-Ausbau im Heimsegment nicht abschwächt, müssen bis spätestens 2030 skalierbare Prozesse zwischen Vertrieb, Messstellenbetrieb, Verteilnetzbetreiber und Vermarktungspartnern etabliert sein.

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Die wirtschaftliche Tragfähigkeit entsteht erst durch die Verknüpfung der Direktvermarktung mit dem gesamten Energieökosystem des Kunden

Die Direktvermarktung kleiner Überschussmengen allein wirft für Stadtwerke und Endkunden keine hohen Renditen ab.. Denn bei Prosumern steht zunächst die Eigenverbrauchsoptimierung im Vordergrund. Die wirtschaftliche Chance für Energieversorger liegt vielmehr in der Vermarktung von Flexibilitäten und der Steuerung des gesamten Kundenportfolios.

Um dieses Portfolio zu steuern, verbindet ein Home Energy Management System (HEMS), eine zentrale Steuerungssoftware für den Energiehaushalt im Gebäude, die PV-Anlage mit Batteriespeichern, Wärmepumpen, Wallboxen und aktuellen Tarifsignalen. Das System entscheidet automatisiert, wann Strom gespeichert, selbst verbraucht, aus dem Netz bezogen oder an der Börse vermarktet wird. Dadurch können Stadtwerke auch Flexibilitäten für das eigene Niederspannungsnetz bereitstellen, das Verteilnetz entlasten und den Endkunden im Gegenzug Preisvorteile oder Fixpreisprodukte anbieten.

Über das HEMS besetzen Energieversorger die direkte Kundenschnittstelle und vermeiden, auf die Rolle eines reinen Reststromlieferanten reduziert zu werden. Für die Umsetzung müssen Stadtwerke keine eigene Direktvermarktungsplattform programmieren, sondern können Teilaufgaben wie Marktzugang, Prognose, Bilanzierung und Abrechnung über spezialisierte Partner oder White-Label-Lösungen abdecken. Die Wirtschaftlichkeit kann sich dabei am Customer Lifetime Value bemessen, dem gesamten Deckungsbeitrag eines Kunden über die volle Vertragslaufzeit, der neben der Vermarktung auch Hardware, Installation, Reststromlieferung und Messstellenbetrieb umfasst.

Ergänzend zur klassischen Direktvermarktung entwickeln Stadtwerke neue Produktmodelle für das Privatkundensegment. So bieten die Versorger e-regio aus Euskirchen und die Bergische Energie- und Wasser GmbH (BEW) in Wipperfürth bereits Onsite-Power-Purchase-Agreements (PPAs), langfristige Stromlieferverträge direkt am Erzeugungsort, für Haushaltskunden an. Dabei stellt der Kunde seine Dachfläche zur Verfügung, während das Stadtwerk die PV-Anlage installiert und dem Haushalt anschließend den Solarstrom vom eigenen Dach zum Festpreis sowie den benötigten Reststrom liefert.

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Fazit

Mit dem geplanten Wegfall der festen, 20-jährigen Einspeisevergütung ab 2027 wird die Direktvermarktung im Kleinstanlagensegment vom Nischenthema zum Pflichtprogramm. Da die reine Vermarktung geringer Überschussmengen kaum Deckungsbeiträge liefert, entscheidet sich die Wirtschaftlichkeit für Stadtwerke an zwei Hebeln: einer konsequenten Produktbündelung rund um HEMS und Kombi-Tarife an der Kundenschnittstelle sowie einer schlanken, hochgradig standardisierten Prozessabwicklung im Hintergrund. Während der direkte Kundenkontakt zwingend im eigenen Haus bleiben sollte, um das Reststromgeschäft und lokale Flexibilitäten zu sichern, ist bei der operativen Abwicklung der Direktvermarktung Pragmatismus gefragt: Für kleine und mittlere Stadtwerke führt der wirtschaftlichste Weg über Kooperationen oder spezialisierte Dienstleister, um die hohen IT- und Prozesskosten über entsprechende Stückzahlen zu skalieren.

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