Das Stuttgarter Start-up Metergrid unterstützt bei allen Prozessen rund um ein Mieterstromprojekt und bietet eine Softwarelösung an, pachtet aber selbst keine Dachflächen und betreibt auch keine Anlagen. Das Unternehmen wurde 2021 gegründet. Die ZfK sprach mit Mitgründer Julian Schulz über den Hochlauf beim Mieterstrom.
Herr Schulz, wie hat sich der Markt für Mieterstrom-Projekten entwickelt?
Wir sind in den letzten zwei, drei Jahren auf einem deutlich besseren Weg. Inzwischen haben auch mehr Akteure in der Energiewende gemerkt, dass sich Mieterstrom lohnt. Eine Studie des Instituts der deutschen Wirtschaft in Köln hat 2024 aber auch gezeigt, dass es noch erhebliche, unausgeschöpfte Potenziale gibt.
Was hat sich an den Marktbedingungen verbessert?
Wir sind in einer komplett anderen Situation als vor drei Jahren. Die wirtschaftlichen Rahmendaten haben sich verändert. So beobachten wir, dass das Strompreisniveau unter anderem durch die hohen Netzkosten gestiegen ist. Im Vergleich zum normalen Markt fallen bei Mieterstrom keine Netzentgelte an. Je höher der Netzkostenanteil am Strompreis, desto eher lohnt es sich, Strom vor Ort zu verbrauchen. Außerdem sind die Preise für PV-Anlagen gesunken. Zuletzt hat sich auch die Standardisierung mit den Netzbetreibern stark verbessert.
Was bedeutet das konkret für Ihren Vertrieb?
Wir nähern uns derzeit dem Ziel, monatlich eine dreistellige Anzahl neuer Projekte zu gewinnen, und erhalten rund fünfhundert Projektanfragen. Daran erkennen Sie, dass das Interesse groß ist. Bei uns melden sich immer mehr Vermieter. Auch aus der Immobilienwirtschaft gibt es zunehmend Anfragen. Wir müssen aber auch so ehrlich sein, dass Photovoltaik im Mehrfamilienhaussegment auf absehbare Sicht komplexer bleibt als die Energiewende in Einfamilienhäusern. Vom Anlagenbetreiber bis zu den Mietern sind mehr Stakeholder beteiligt – dennoch bringen wir gerade hier mit digitalen Gesamtlösungen Skalierung in den Markt.
Was könnte die Bedingungen noch voranbringen?
Die Zurückhaltung von Vermietern und Mietern hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit von Mieterstromprojekten könnte durch verstärkte mediale Aufklärung weiter abgebaut werden. Selbst im ungünstigsten Fall sind diese Projekte in der Regel kostendeckend, sodass das finanzielle Risiko überschaubar bleibt. Es braucht auch weitere Fortschritte bei Netzbetreibern in Bezug auf Standardisierung und IT-Fähigkeiten, da aktuell nicht alle Messkonzepte technisch umsetzbar sind. Bei der Standardisierung von Prozessen gibt es ebenfalls großes Verbesserungspotenzial. Beispielsweise berechnet und organisiert jeder Netzbetreiber den Mieterstromzuschlag unterschiedlich, was zu Ineffizienzen führt.
Was erwarten Sie von der Politik?
Der Smart-Meter-Rollout muss konsequent weitergeführt werden. Daneben braucht es weitere regulatorische Vereinfachungen wie die Einbindung von Mieterstrom in die Standard-Marktprozesse oder den Wegfall der jährlichen Nullsteuermeldung beim Hauptzollamt. Diese Maßnahmen könnten die Umsetzung von Mieterstromprojekten deutlich erleichtern und ihre Attraktivität steigern.
Und auf technischer Ebene?
Viele Netzbetreiber sind mit ihren Rollen und Kompetenzen überfordert, was häufig zu Verzögerungen führt. Zudem mangelt es oft an personellen und technischen Ressourcen, wodurch die Inbetriebnahme von Anlagen ins Stocken gerät. Ein weiteres zentrales Problem ist der schleppende Smart-Meter-Rollout: Ohne Smart Meter kann beispielsweise das virtuelle Zählermodell nicht umgesetzt werden.
In vielen Fällen sind Netzbetreiber derzeit noch nicht in der Lage, Smart Meter für Mieterstrommodelle bereitzustellen. Dadurch bleibt als einzige Lösung oft nur die Einbindung eines wettbewerblichen Messstellenbetreibers zur Umsetzung eines virtuellen Summenzählers. Diese strukturellen Herausforderungen erschweren die technische Umsetzung erheblich und verlangsamen den Fortschritt in diesem Bereich.
Sie setzen jetzt in Berlin ein sehr großes Mieterstromprojekt um – und zwar mit virtuellem Summenzählermodell. Welche Praxiserfahrung haben Sie damit bislang gesammelt?
Das virtuelle Summenzählermodell eignet sich besonders, wenn die Gebäudestruktur keine physischen Zähler zulässt oder diese zu teuer wären. Dadurch werden mehr Objekte für Mieterstrom möglich. Allerdings kann es aufwändiger sein, insbesondere wenn der Netzbetreiber noch keine Erfahrung damit hat und neue Prozesse erst eingespielt werden müssen.
Wie viel aufwändiger?
Durch die zusätzlichen Abstimmungen mit den Netzbetreibern benötigen Projekte mit virtuellen Summenzählern einen längeren Umsetzungszeitraum. Dieses Konzept macht jedoch nur einen geringen Teil unserer Projekte aus.
Ab Sommer soll es eine Standardisierungslösung des Verbandes BDEW und der Bundesnetzagentur geben. Ist das der große Wurf?
Dass das dezentrale Messkonzept im Mieterstrom nun in die Standardmarktkommunikation aufgenommen wird, ist absolut der richtige Weg. Bislang erfolgt die Kommunikation noch häufig bilateral. Unklar ist noch, wie schnell die Verteilnetzbetreiber die neuen Wechselprozesse umsetzen können. Künftig soll ein Mieterwechsel über den Stromlieferanten kommuniziert werden. Gerade für kleinere Mieterstromanbieter ist das herausfordernd, da diese nicht selbst über die Marktkommunikation kommunizieren können. Vielleicht wäre es sinnvoll, nochmal eine neue Marktrolle zu schaffen, die diese Wechselprozesse anstoßen könnte. Wartezeiten bei Netzbetreibern bremsen uns insgesamt gerade deutlich.
Was heißt das konkret?
Bei vielen Netzbetreibern sehen wir Wartezeiten zwischen sechs und acht Wochen, bis das Konzept genehmigt ist. Bei einem standardisierten Konzept, das der Netzbetreiber bereits kennt, geht es manchmal auch in einer Woche. Diese pauschalen Freigaben sind nicht gesetzlich geregelt, sondern das liegt allein an pragmatischen Netzbetreibern, die die Energiewende umsetzen. Je stärker wir das Verfahren standardisieren, desto schneller geht es.
Was erwarten Sie von der im Solarpaket neu eingeführten gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung?
Beim Mieterstrom hat es Jahre gedauert, bis wir einheitliche Konzepte entwickelt haben. Das steht der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung noch bevor. Wir verlieren wieder Jahre, weil wir neue Standardisierungen einführen müssen. Für das Modell fehlen bisher auch noch oft die passenden IT-Systeme. Für Netzbetreiber wird das auch eine Umstellung: Denn künftig gibt es dann zwei Stromverträge auf einem Zählpunkt.
Einmal für den Betreiber der PV-Anlage und einmal für den Reststromlieferanten?
Genau. Auch für die Mieter ist noch unklar, ob sich das bei zwei Grundgebühren für zwei Stromanbieter überhaupt lohnt. Ich sehe da im Markt noch ein großes Abwarten.
Dafür wird es für Mieterstromprojekte einfacher. Was glauben Sie, wie schnell wird der Markt zulegen?
Ich rechne mit einem starken Marktwachstum. Es lohnt sich einfach. Mittlerweile sind wir bei einer durchschnittlichen Rendite von zehn Prozent angelangt. Das Recht in vielen Bundesländern fordert zudem weitere Solardachpflichten ein, das dürfte einen weiteren Schub geben. Zumal der nationale Gesetzgeber in Deutschland bemüht ist, dass so viel PV-Strom wie möglich vor Ort verbraucht wird, um die Netze zu entlasten.
Die EU will Vor-Ort-Konzepte vereinfachen; auf der anderen Seite hat ein EuGH-Urteil zum Begriff der "allgemeinen Kundenanlage" im Energiewirtschaftsgesetz für ordentlich Wirbel gesorgt. Spüren Sie große Unsicherheit im Markt?
Von der Bundesnetzagentur gibt es noch keine Stellungnahme und das Urteil des Bundesgerichtshofs wird erst im dritten Quartal 2025 erwartet. Es herrscht eine leichte Rechtsunsicherheit, das muss man einfach sagen. Nichtsdestotrotz verstehe ich das EuGH-Urteil nicht so, dass jetzt alles Stromnetz ist. Ich gehe davon aus, dass der deutsche Gesetzgeber einfach den Begriff der Kundenanlage so anpassen wird, dass es für Mieterstromprojekte hinter einem Hausanschluss wieder funktioniert. Bei Quartierskonzepten hingegen könnte es schwieriger werden. Bei uns selbst betrifft das aber nur einen ganz geringen Teil der Projekte.
Das Interview führte Julian Korb.
