Regulatorische und wirtschaftliche Aspekte von PV-Mieterstrommodellen im Geschosswohnungsbau

Die Integration von Photovoltaikanlagen auf Mehrfamilienhäusern erfordert trotz der gesetzlichen Anpassungen durch das Solarpaket I eine präzise Abstimmung zwischen rechtlichen Vorgaben, technischer Messinfrastruktur und betriebswirtschaftlichen Parametern. Für Immobilieneigentümer und gewerbliche Bestandshalter stehen bei der Umsetzung primär die Risikominimierung, die Wahl des passenden Betreiberkonzepts und die langfristige Amortisation im Fokus.

Drei Modelle für die Praxis

Vermieter müssen zwischen drei grundlegenden Betreiberkonzepten entscheiden, die maßgeblich die regulatorischen Pflichten und Zähler-Infrastrukturen bestimmen. Beim klassischen EEG-Mieterstrom übernimmt der Vermieter die Vollversorgung inklusive des Reststromeinkaufs. Im Gegenzug erhält er den gesetzlichen Mieterstromzuschlag, der bei einer Inbetriebnahme im Jahr 2026 je nach Anlagengröße zwischen 1,59 und 2,54 Cent pro Kilowattstunde liegt und über 20 Jahre garantiert wird.

Als schlanke Alternative verzichtet die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung nach Paragraph 42b des Energiewirtschaftsgesetzes auf diese Vollversorgungspflicht. Hier wählen die Mieter ihren Reststromanbieter selbst, während der Solarstrom rein bilanziell im Haus aufgeteilt wird. Dadurch entfällt der bürokratische Aufwand des Energieversorgerstatus, allerdings wird für dieses Modell kein staatlicher Zuschlag ausgezahlt. Als dritte Option etablieren sich physische Hardware-Modelle, die mittels intelligenter Steuerungsboxen den Solarstrom direkt und ohne aufwendigen Zählerumbau im Gebäude verteilen.

Regulatorische Hürden und Rechtssicherheit

Die größten Hürden lauern derzeit in der Mess- und Netzinfrastruktur. Die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung erfordert zwingend intelligente Messsysteme an allen beteiligten Zählpunkten, um die Gleichzeitigkeit von Erzeugung und Verbrauch viertelstündlich präzise abzugleichen.

Dieser bilanzielle Abgleich scheitert in der Praxis im Jahr 2026 noch oft am schleppenden Rollout der Messstellenbetreiber. Die Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs hat die Abgrenzung von Kundenanlagen zuletzt deutlich präzisiert. Für gebäudeinterne Projekte kann dies zwar weiterhin eine wichtige Grundlage für die rechtliche Einordnung sein, eine generelle Investitionssicherheit besteht jedoch nicht. Grundsätzlich erhöht sich das regulatorische Risiko insbesondere dann, wenn Strom über Grundstücksgrenzen hinweg transportiert wird, da solche Konzepte unter Umständen als Verteilernetz eingestuft werden können. In diesem Fall können zusätzliche energierechtliche Pflichten und Entgeltfragen relevant werden.

Flankiert wird die rechtliche Situation durch das Wachstumschancengesetz, das das Risiko einer gewerblichen Infektion für Wohnungsunternehmen minimiert. Steuerpflichtige Unternehmen dürfen bis zu 20 Prozent ihrer Einnahmen aus dem Stromverkauf generieren, während für steuerbefreite Wohnungsgenossenschaften eine erweiterte Grenze von bis zu 30 Prozent gilt.

Wirtschaftlichkeit

Die Wirtschaftlichkeit eines typischen Mehrfamilienhauses mit einer 30-Kilowattpeak-Anlage lässt sich nur auf Basis konkreter Projektannahmen belastbar bewerten. Bei einer Eigenverbrauchsquote von 60 Prozent wird ein wesentlicher Teil des Solarstroms direkt im Objekt genutzt, während der verbleibende Anteil ins öffentliche Netz eingespeist wird. Bei einem angenommenen Mieterstrompreis von 25 Cent pro Kilowattstunde ergeben sich daraus Erlöse aus dem Direktverkauf an die Bewohner, ergänzt um den jeweils gültigen Mieterstromzuschlag, die Einspeisevergütung für überschüssigen Strom sowie mögliche Einsparungen beim Allgemeinstrom.

Unter Berücksichtigung der laufenden Kosten für Messstellenbetrieb, Abrechnung und Wartung kann sich ein solches Projekt wirtschaftlich darstellen. Die konkrete Amortisationsdauer und Rendite hängen jedoch stark von den tatsächlichen Erträgen, den Betriebskosten, dem Strompreisniveau und dem gewählten Betreiberkonzept ab und sollten daher stets objektspezifisch berechnet werden.

Unter der Annahme einer 30-Kilowattpeak-Anlage, eines jährlichen spezifischen Ertrags von 1.000 Kilowattstunden pro Kilowattpeak und einer Eigenverbrauchsquote von 60 Prozent ergibt sich ein Jahresertrag von rund 30.000 Kilowattstunden. Davon werden etwa 18.000 Kilowattstunden direkt im Gebäude genutzt und 12.000 Kilowattstunden ins öffentliche Netz eingespeist.

Bei einem Mieterstrompreis von 25 Cent pro Kilowattstunde ergeben sich aus dem Direktverkauf rund 4.500 Euro Umsatz pro Jahr. Hinzu kommen bei einem angenommenen Mieterstromzuschlag von 1,6 Cent pro Kilowattstunde auf die direkt gelieferten Mengen etwa 288 Euro sowie bei einer Einspeisevergütung von 8 Cent pro Kilowattstunde rund 960 Euro für den Netzstrom. Zusammen ergibt das Bruttoerlöse von rund 5.748 Euro pro Jahr.

Zieht man jährliche Betriebs-, Mess- und Abrechnungskosten von beispielsweise 1.500 bis 2.000 Euro ab, verbleibt ein Nettoertrag von etwa 3.750 bis 4.250 Euro pro Jahr. Unter diesen Annahmen läge die Amortisationszeit bei grob acht bis zehn Jahren; die tatsächliche Rendite hängt jedoch stark von Investitionskosten, Strompreisniveau, Eigenverbrauchsanteil und Betreiberkonzept ab

Ausblick auf die EEG-Novelle 2027

Für die Zeit ab 2027 werden auf politischer Ebene verschiedene Änderungen am Fördersystem für Photovoltaikanlagen diskutiert. Nach derzeit öffentlich bekannten Entwurfsständen ist jedoch offen, in welchem Umfang die feste Einspeisevergütung, eine mögliche Direktvermarktungspflicht oder weitere Begrenzungen künftig tatsächlich umgesetzt werden. Auch die Frage, welche Regelungen für Mieterstrom und Eigenverbrauch gelten werden, ist zum jetzigen Zeitpunkt noch nicht abschließend entschieden.

Für Betreiber von Photovoltaikanlagen in Mehrfamilienhäusern spricht daher vieles dafür, Planungen möglichst flexibel anzulegen und den Eigenverbrauch vor Ort wirtschaftlich mitzudenken. Die Kombination von Photovoltaik mit Wärmepumpen, Ladeinfrastruktur und weiteren Elementen der Sektorenkopplung kann dabei sinnvoll sein, sollte aber als projektspezifische Option und nicht als allgemeingültiger Mindeststandard dargestellt werden.