Mieterstrom gehört seit Jahren zu den Zukunftsthemen kommunaler Versorger und wird seit Jahren verschoben. Anders als Wärmeplanung oder Smart-Meter-Rollout hat das Thema keine Frist, also rutscht es in jeder Priorisierungsrunde nach unten. Die Frist setzt inzwischen der Markt: Kapitalstarke Anbieter sichern sich Dachflächen und Kundenbeziehungen, 1Komma5 etwa mit einer Finanzierungsallianz von NORD/LB und Deutscher Bank über bis zu 500 Mio. Euro für den bundesweiten Rollout.
Entscheidend ist, wohin deutschlandweit tätige Akteure steuern. Sie zielen über PV und Mieterstrom hinaus auf das Energiemanagement der Immobilie insgesamt: Wärmepumpe, Ladeinfrastruktur, Speicher, Steuerung. Wer die Kundenschnittstelle im Objekt hält, übernimmt perspektivisch das gesamte Energiedienstleistungsgeschäft. Ein Stadtwerk ohne Mieterstromangebot verliert damit nicht nur den Stromabsatz im Objekt, sondern möglicherweise auch Wärmeversorgung und EDL-Geschäft – für mindestens zwei Jahrzehnte.
Was ein einziges Portfolio kostet
Wie viel das ist, zeigt eine Beispielrechnung. Für ein Portfolio mit 500 Wohneinheiten, einer konservativ angenommenen PV-Leistung von 400 kWp und 60 Prozent Direktverbrauch summieren sich Strommargen, Netzeinspeisung sowie Grundgebühren auf rund 121.800 Euro im Jahr – über die typische Dachpachtlaufzeit von 20 Jahren sind das etwa 2,4 Mio. Euro entgangener Deckungsbeitrag. Dazu kommen EDL-Erlöspotenziale für Speicher, Wärmepumpen, Ladeinfrastruktur und Energiemanagement – deren Höhe stark von der Ausstattung des jeweiligen Quartiers abhängt und individuell zu bewerten ist.
Warum das Thema trotzdem liegen bleibt
Zwei Gründe begegnen uns regelmäßig. Der erste betrifft die Marktrolle: Vielen Versorgern fehlt das Verständnis, dass Mieterstrom ein Contracting-Geschäft ist. Der Versorger liefert Strom an den Summenzähler, die Contracting-Einheit veredelt ihn mit der lokalen PV-Erzeugung und vermarktet den Mix eigenständig an die Teilnehmer. Bewertet wird das Geschäft in der Praxis trotzdem meist mit den Kennzahlen des Commodity-Vertriebs – und an einer Marge je Kilowattstunde gemessen, fällt das Urteil vorhersehbar aus.
Der zweite betrifft die Abrechnung: viertelstundengenaue Messwerte, anteilige Aufteilung der Erzeugung auf Dutzende Teilnehmer, Weiterverteilung des Reststroms, monatliche Wechselprozesse und Meldepflichten je Wohneinheit. Bestehende ERP-Systeme sind für statische Zählerstände optimiert. Wird geplant, das Thema dort abzubilden, entsteht ein IT-Vorhaben mit Monaten Vorlaufzeit – und in der Zwischenzeit fällt die Entscheidung im Objekt für den Contractor.
Was wir Stadtwerken empfehlen, die nicht länger warten wollen
Stadtwerke stehen vor der Wahl, das bestehende Abrechnungssystem für zeitreihenbasierte Modelle zu ertüchtigen oder die Abrechnungslogik in ein spezialisiertes Nebenbuch – wie das von Solarize – zu verlagern. Im zweiten Fall verarbeitet das Nebenbuch die Zeitreihen und übergibt aggregierte Summenbuchungen an das Hauptbuch. Der Vorteil liegt darin, dass die Kernprozesse unangetastet bleiben; der Aufwand verlagert sich auf Schnittstellen und Datenübergabe.
Fazit
Wirtschaftlichkeit entsteht in diesem Geschäft aus der Abwicklung, und die lässt sich organisieren. Bleibt eine Frage, die sich in einer Woche beantworten lässt: Welche drei Wohnungsunternehmen im Netzgebiet verfügen über die größten Portfolios, und wann wurden sie zuletzt aktiv auf das Thema Mieterstrom angesprochen?
