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Photovoltaik-Contracting für Gebäude

Das Dokument behandelt die Entwicklungen und Geschäftsmodelle im Bereich Photovoltaik-Contracting für Gebäude, wobei es die historische Entwicklung der Photovoltaik-Technologie und verschiedene Contracting-Modelle analysiert. Es beleuchtet die wirtschaftlichen Aspekte und die zukünftigen Perspektiven von PV-Contracting als nachhaltiges Geschäftsmodell in der Energieversorgung. Zusätzlich werden relevante rechtliche Rahmenbedingungen und Marktentwicklungen erörtert.

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„Photovoltaik-Contracting für Gebäude“ Neue Geschäftsmodelle der zukünftigen Energieversorgung Nicolai Wenzel
Kontakt: Nicolai Wenzel, Stuttgart 0151-58610654
Inhaltsverzeichnis I Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis..........................................................................................I Abbildungsverzeichnis ................................................................................II Tabellenverzeichnis.....................................................................................III Abkürzungsverzeichnis ............................................................................. IV 1. Historische Entwicklung der Photovoltaiktechnologie...................6 2. Contracting als Dienstleistungsmodell im Gebäudebereich ........17 2.1 Evolution unterschiedlicher Contracting-Modelle......................17 2.2 Anbieterstruktur und Marktentwicklung von Contracting...........23 2.3 Relevante Contracting-Modelle für die PV und Treiber für deren Nutzung..........................................................................27 3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings ..........................31 3.1 Kundensegmentierung und Energielieferumfang .....................31 3.2 Allgemeine Bestimmungen und Rechtsnatur von Energiedienstleistungsverträgen ..............................................36 3.3 Liefer- und Leistungspflichten des Contractors ........................37 3.4 Abnahmepflicht von Kunden und Netzbetreibern .....................40 3.5 Eigentum und Zutritt zur Anlage ...............................................43 3.6 Umsetzungsphasen und Anlageninfrastruktur..........................46 4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels............................................................................51 4.1 Darstellung des Fallbeispiels....................................................51 4.2 Investitions- und Kostenstruktur ...............................................53 4.3 Preis- und Umsatzstruktur........................................................57 4.4 Bewertung der Gesamtinvestition nach Zinsfuß- und Kapitalwertmethode..................................................................61 4.5 Sensitivität ausgewählter Einflussfaktoren ...............................63 5. PV-Contracting als zukünftiges Geschäftsmodell einer nachhaltigen Energieversorgung....................................................67 Anhang ........................................................................................................ VI Literaturverzeichnis.................................................................................. VIII
Abbildungsverzeichnis II Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Zusammenhang von Preis- und Nachfragestimulation ..............9 Abbildung 2: PV-Gestehungskosten und Haushaltsstromkosten im Vergleich......................................................................................10 Abbildung 3: Contracting Varianten nach DIN 8930 .....................................21 Abbildung 4: Übersicht zum Hintergrund von Contracting-Anbietern............24 Abbildung 5: Studienergebnisse zur Anbieterstruktur bei Contracting- Modellen im Vergleich..................................................................25 Abbildung 6: Übersicht zu Contracting-Varianten nach ihrer relativen Häufigkeit.....................................................................................26 Abbildung 7: Vergleich der Transaktionsbeziehungen zwischen dem konventionellen Modell der Energiebeschaffung und dem Contracting-Modell.......................................................................30 Abbildung 8: Kategorisierung der Contracting-Projekte nach Referenzstrompreisen und Anzahl der Stromkunden ..................33 Abbildung 9: Relevante Rechtsverhältnisse bei PV-Contracting mit Vollversorgung (Legler, et al., 2013)............................................36 Abbildung 10: Vergleich der EEG-Einspeisevergütung und den Referenzstrompreisen der Kundensegmente ..............................41 Abbildung 11: Überblick zu den Umsetzungsphasen von PV-Contracting- Modellen ......................................................................................46 Abbildung 12: Übersicht zu den Anlagenkomponenten eines PV- Contractings.................................................................................47 Abbildung 13: Überblick zur Zählerstruktur bei der Ein-Kunden- Versorgung (links) und Mehr-Kunden-Versorgung (rechts) .........50 Abbildung 14: Überblick Fallbeispiel.............................................................52 Abbildung 15: EEG-Vergütung 100 kWp-PV-Anlage ....................................60 Abbildung 16: Gegenüberstellung von Umsatz und Kosten pro Jahr............61 Abbildung 17: Salden von Umsatz und Kosten pro Jahr...............................61 Abbildung 18: Kapitalwertsensitivität bei Änderung der Investitionskosten...64 Abbildung 19: Kapitalwertsensitivität bei Änderung der Anzahl der Strom- kunden.........................................................................................65 Abbildung 20: Kapitalwertsensitivität bei Änderung der jährlichen Strompreissteigerungen für private Haushalte.............................66
Tabellenverzeichnis III Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Überblick Anschaffungsinvestitionen............................................53 Tabelle 2: Überblick Finanzierungskosten ....................................................54 Tabelle 3: Übersicht Betriebskosten .............................................................55 Tabelle 4: Übersicht Strombezugskosten .....................................................56 Tabelle 5: Herleitung potentieller Nettoerlöse...............................................58 Tabelle 6: Übersicht Umsätze der dezentralen Kundenversorgung..............59 Tabelle 7: Übersicht Umsätze der EEG-Vergütung ......................................60 Tabelle 8: Interner Zinsfuß und Kapitalwert des Fallbeispiels.......................63 Tabelle 9: Legende zu den nummerischen Verweisen der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ..................................................... VI Tabelle 10: Übersicht historische Strompreisentwicklung (Eurostat, 2013) .. VI Tabelle 11: Übersicht zu den Kostenpositionen des PV-Contractings.......... VI Tabelle 12: Übersicht zu den Umsatzpositionen des PV-Contractings........ VII Tabelle 13: Interner Zinsfuß und Kapitalwert der Investition........................ VII
Abkürzungsverzeichnis IV Abkürzungsverzeichnis Abs. Absatz AC Alternating Current (engl. für: Wechselstrom) Aufl. Auflage AVBFernwärmeV Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme BBSR Bundesinstitut für Bau-, Stadt- und Raumfor- schung BBR Bundesamt für Bauwesen und Raumordnung BHKW Blockheizkraftwerk BGB Bundesgesetzbuch BGBl Bundesgesetzblatt BGHZ Entscheidungen des Bundesgerichtshofs in Zivil- sachen BMU Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit BMVBS Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadt- entwicklung Bspw. Beispielsweise Bzw. Beziehungsweise CuR Contracting und Recht DC Direct Current (engl. für: Gleichstrom) DIN Deutsche Industrie Norm e.V. Eingetragener Verein EEG Erneuerbare-Energie-Gesetz EDU Energiedienstleistungsunternehmen EltRL Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie EnWG Energiewirtschaftsgesetz
Abkürzungsverzeichnis V Engl. Englisch EVU Energieversorgungsunternehmen GW Gigawatt GWp Gigawatt Peak i.d.R. in der Regel i.H.v. in Höhe von IEA Internationale Energieagentur kW Kilowatt kWh Kilowattstunde KWK Kraft-Wärme-Kopplung kWp Kilowatt Peak Mio. Millionen Mwst. Mehrwertsteuer NAV Niederspannungsanschlußverordnung NJW Neue Juristische Wochenschrift OLG Oberlandesgericht PrKG Preisklauselgesetz PV Photovoltaik StromGVV Stromgrundversorugungsverordnung Urt. Urteil v. vom Vgl. Vergleiche VfW Verband für Wärmelieferung e.V. WM Wertpapiermitteilungen Zsh. Zusammenhang z.T. zum Teil
1. Historische Entwicklung der Photovoltaik-technologie 6 1. Historische Entwicklung der Photovoltaik- technologie Als Mittel zur Stromversorgung wird die Photovoltaik gegen Ende des 19. Jahrhunderts entdeckt. Nachdem Alexandre Edmond Becquerel 1834 als Erster den photoelektrischen Effekt beschrieb, stellt Charles Fritsch im Jahr 1894 das erste funktionsfähige Solarmodul zur Stromversorgung vor. Das Modul besteht aus Selenzellen, zwei Metallschichten und einer vergoldeten Oberfläche und erreicht einen Wirkungsgrad von 1% (Wesselak, et al., 2012). Die praktische Anwendung erfolgt allerdings erst in den 50er Jahren des letzten Jahrhunderts, als die Technologie –nun auch als Silizium- Solarzelle– erstmals zur Stromversorgung von Satelliten eingesetzt wird (Janzing, 2011). Gespeist allein durch Sonnenstrahlung und aufgrund ihrer Langlebigkeit avanciert die Photovoltaiktechnologie schnell zur dominanten Quelle der Stromversorgung im All (Wesselak, et al., 2012). Bei Kosten von 2.000 Dollar pro Watt stellt die Technologie für terrestrische Anwendungen zu dieser Zeit allerdings keine wirtschaftliche Alternative zur konventionellen Stromerzeugung dar (Janzing, 2011).1 Erst in den 70er Jahren rückt die Photovoltaik als Mittel zur terrestrischen Energieerzeugung in das Blickfeld der öffentlichen Diskussion. So fordern Wissenschaftler des Massachusetts Institute of Technology aufgrund der Endlichkeit fossiler Ressourcen in Ihrer Studie „Die Grenzen des Wachs- tums“ auf Basis computergestützter Simulationen2 einen Wechsel in der Energiepolitik hin zu erneuerbaren Energiequellen (Meadows, et al., 1972). Als kurze Zeit später in Folge der Ölkrise bundesweite Sonntags-Fahrverbote die Abhängigkeit der Bundesrepublik vom Energieträger Öl verdeutlichen, stellt der damalige Bundesminister für Forschung und Technologie, Hans Matthöfer, erstmals einen signifikanten Teil des Forschungsetats für erneu- erbare Energien zur Verfügung (Janzing, 2011). 1 Anlagenpreise heutiger Großanlagen liegen bei circa 1,50 € (netto) je installiertem Watt (Photon, 2013). Bei einem Wechselkurs von 1,30 Dollar/Euro kostet ein Modul je instal- liertes Watt demnach heute weniger als 1% des damaligen Preises. 2 In dem Buch „Die Grenzen des Wachstums“ beschreibt Dennis Meadows et al. im Auf- trag des Club of Rome, dass es in einem System mit begrenzten Ressourcen kein gren- zenloses Wachstum geben kann und simuliert Szenarien der globalen Entwicklung für die nächsten Dekaden. Vgl. hierzu (Meadows, et al., 1972)
1. Historische Entwicklung der Photovoltaik-technologie 7 Ende der 70er Jahre des letzten Jahrhunderts wird die Technologie erstmalig in netzfernen Gebieten zur Versorgung von kleinen Siedlungen oder zum Betrieb von Kommunikation- und Signalanlagen in Betrieb genommen. Suk- zessive errichten auch Großkonzerne wie AEG und RWE erste Anlagen zum Test der solaren Energieerzeugung (Janzing, 2011). Der Markt für netzge- koppelte PV-Anlagen entwickelt sich erst in den 1990er-Jahren (Wesselak, et al., 2012). Die gesetzliche Grundlage hierfür schafft das Stromeinspeisungs- gesetz, welches am 1. Januar 1991 in Kraft tritt. Demnach sind die Elektrizi- tätsunternehmen fortan verpflichtet „[…], den in ihrem Versorgungsgebiet erzeugten Strom aus erneuerbaren Energien abzunehmen und den einge- speisten Strom […] zu vergüten.“ (BGBl I; S. 2633) Noch im selben Jahr star- ten Bund und Länder zusammen mit dem noch jungen Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme das 1000-Dächer-Photovoltaik-Programm, welches 2.250 privaten Eigentümern von Ein- und Zweifamilienhäusern bis zu 70% der Investitionskosten einer PV-Anlage erstattet. In den nachfolgenden Jah- ren werden im In- und Ausland weitere Programme mit wachsendem Förder- umfang aufgelegt (Wesselak, et al., 2012).3 Der Durchbruch beim Ausbau der Solarstromanlagen erfolgt allerdings erst mit dem Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) durch die rot- grüne Bundesregierung am 1. April 2000. Neben der Verpflichtung der Netz- betreiber, PV-Anlagen an das öffentliche Netz anzuschließen und den produ- zierten Strom vorrangig abzunehmen, garantiert der Gesetzesrahmen erst- mals eine stückzahlunbegrenzte Förderung des PV-Stroms. Diese wird ge- treu dem Verursacherprinzip mittels einer Umlage von allen Stromverbrau- chern finanziert.4 Aus diesen Mitteln wird den Anlagenbesitzern unabhängig von öffentlichen Haushaltsmitteln über 20 Jahre hinweg eine fixe Vergütung pro eingespeiste Kilowattstunde PV-Strom gezahlt (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2000). 3 1997 wird in Japan das 70.000 Dächer-Programm;. 1999 in Deutschland das 100.000 Dächer-Programm aufgelegt. Die Förderung der Anlagen erfolgt über einen Zuschuss oder eine zinssubventionierte Finanzierung (Wesselak, et al., 2012). 4 Das EEG wird in der Folge mehrfach novelliert. In seiner aktuellen Fassung ist das Ge- setz lediglich beschränkt verursachergerecht, da energieintensive Unternehmen sich von der Zahlung der Umlage befreien lassen können, sodass die Kosten der Vergütungssätze nur noch auf einen Teil der Stromkunden umgelegt werden (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2008).
1. Historische Entwicklung der Photovoltaik-technologie 8 Unmittelbar nach der Einführung des EEG, welches die deutsche Förderung unverändert prägt, avanciert der deutsche PV-Markt zum größten weltweit. Im Jahr 2011 sind hierzulande 37% der weltweiten PV-Kapazität installiert, erst mit deutlichem Abstand folgen Länder mit mehr Sonnenscheinstunden wie Italien mit 18%, oder die USA mit 7% (Fraunhofer ISE, 2012). Nach kürz- lich veröffentlichten Zahlen der Bundesnetzagentur und des Bundesumwelt- ministeriums erreicht der PV-Zubau im vergangenen Jahr mit 7,6 Gigawatt ein neues Allzeithoch, sodass mittlerweile 32,4 Gigawatt Solarleistung bun- desweit installiert sind. Nach 3% in 2011 wird damit im Jahr 2012 circa 5% des gesamten deutschen Strombedarfs gedeckt (Burger, 2013). Der Aus- bauerfolg auf Basis des EEG entfaltet dabei auch eine Signalwirkung für an- dere Länder nach dessen Vorbild in der Folge ähnliche PV-Fördergesetze in über 50 Staaten weltweit verabschiedet werden. Die deutsche Solarförde- rung ist somit im letzten Jahrzehnt für den globalen Ausbau der PV internati- onal richtungsweisend gewesen (Janzing, 2011). Der Ausbauerfolg im Zusammenhang mit der EEG-Förderung beruht dabei auf einem Marktmechanismus, der zu einer Kostensenkung durch eine Effi- zienzsteigerung der solaren Wertschöpfungskette führt (Scheer, 2010). Durch die kostendeckende Vergütung wird anfangs eine stabile Marktnach- frage initiiert. Diese dient den Unternehmen als hinreichende Planungsgrund- lage, um in nennenswerte Produktionskapazitäten zu investieren. Die neuen größeren Kapazitäten ermöglichen es den Unternehmen gleichzeitig ihre Produktion mittels industrieller Fließfertigung zu rationalisieren. Die Weiter- entwicklung des Produktionsprozesses sowie die mit Massenfertigung ein- hergehenden Größendegressionseffekten führen im Zeitablauf zu einer Kos- ten- und Preisreduktion auf dem Markt (Wagemann, et al., 2010). Die gesun- kenen Preise wirken wiederum stimulierend auf die Nachfrage. Auf Basis der stückzahlunbegrenzten Fördergesetzgebung kommt es so zu einem sich selbst verstärkendem Regelkreis aus steigender Nachfrage, Professionalisie- rung der Fertigung und sinkenden Preisen.
1. Historische Entwicklung der Photovoltaik-technologie 9 Abbildung 1: Zusammenhang von Preis- und Nachfragestimulation Besonders deutlich wurden die Preissenkungen im Jahr 2011 aufgrund eines Missverhältnisses von Angebot und Nachfrage. Trotz eines weltweiten Nach- fragewachstums von über 70% gegenüber dem Vorjahr auf 27,7 GWp, ste- hen mit über 50 GWp deutliche Angebotsüberschusskapazitäten zur Verfü- gung (Kost, et al., 2012). Zusammen mit einer sinkenden Einspeisevergütung in Deutschland erhöht dies den Preisdruck auf die Anbieter. Als Folge fallen im Verlauf des Jahres 2012 die Großhandelspreise für PV-Module um über 40% (pvXchange GmbH, 2013). Auf dem deutschen Strommarkt führt dies erstmals dazu, dass die Stromgestehungskosten von PV-Anlagen unterhalb der durchschnittlichen Stromkosten der privaten Haushalte liegen. Demnach betragen nach Berechnungen des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesys- teme ISE die Kosten für photovoltaisch erzeugten Strom kleinerer Auf- Dachanlagen Anfang 2012 zwischen 13,7 und 20,3 €-Cent pro Kilowattstun- de5 , abhängig von spezifischen Investitionskosten und regionalen Strah- lungsverhältnissen. Bei größeren Anlagen über 10 KWp, wie sie bspw. auf Lagerhallen oder Freiflächen üblich, sind die Kosten noch niedriger (Kost, et al., 2012). Demgegenüber steigt der durchschnittliche Haushaltsstrompreis 2011 um 6,5% auf 25,3 Euro-Cent (Bundesministerium für Wirtschaft und 5 Es werden Einstrahlungswerte von 1100-1300 kWh/m²/Jahr (≈ Stromertrag von 900 und 1100 kWh/kWp), sowie spezifische Investitionskosten zwischen 1700 €/kWp und 2200 €/kWp angesetzt. Die Angaben zu den Stromgestehungskosten an dieser Stelle wie auch im weiteren Verlauf der Arbeit erfolgen exklusive Mwst., vgl. hierzu: (Kost, et al., 2012). Steigende Nachfrage Professionaliserung der Wertschöpfung Sinkende Preise
1. Historische Entwicklung der Photovoltaik-technologie 10 Technologie, sowie Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2012)6 . Wie in der folgenden Abbildung ersichtlich, ist pho- tovoltaisch erzeugter Strom gegenüber dem Haushaltsstromtarif erstmals deutlich günstiger und zwar um 24 – 46 %.7 Abbildung 2: PV-Gestehungskosten und Haushaltsstromkosten im Vergleich Acht von zehn Studien von Forschungsinstituten haben in der Vergangenheit die reale Ausbaugeschwindigkeit der Photovoltaik systematisch unterschätzt (Pieprzyk, et al., 2009). So prognostiziert beispielsweise die Internationale Energieagentur (IEA) 2002 eine Photovoltaik-Kapazität von 4 Gigawatt für die EU-15 im Jahr 2020, dieser Wert wird bereits im Jahr 2008 mit 9,3 Giga- watt von der tatsächlichen Kapazität deutlich übertroffen (Scheer, 2010). Be- reits 2013, sieben Jahre vor dem Prognosezieljahr, sind allein in Deutschland bereits über 800% der prognostizierten Kapazität für die EU-15 installiert (Burger, 2013). 6 Bei Verbrauch von 3.500 kWh/Jahr und inkl. Steuern und Abgaben, vgl. hierzu: (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, sowie Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2012) 7 Die genannten Haushaltsstromkosten beziehen sich auf die tatsächlichen Beschaffungs- kosten inklusive Mwst. und sonstigen Abgaben. Die Stromgestehungskosten konventio- neller Energieträger sind aufgrund von Steuern und Abgaben weitaus geringer.
1. Historische Entwicklung der Photovoltaik-technologie 11 Auch die Chronik des gesellschaftspolitischen Diskurses zeigt, dass das Thema Photovoltaik bis heute von groben Fehleinschätzungen und Vorurtei- len geprägt ist. So konstatiert ein frühes Thesenpapier der CDU: „Sonnen- energie kann nur zur Wärmeversorgung eingesetzt werden.“ (CDU, 1977). Während dies in Deutschland alsbald widerlegt wird (siehe Ausführungen weiter oben) behauptet die Vorsitzende der CDU/CSU-Bundestagsfraktion, Dr. Angela Merkel, noch im Jahr 2005: „Den Anteil erneuerbarer Energien am Stromverbrauch auf 20 Prozent zu steigern, ist wenig realistisch. Ich glaube, es ist unrealistisch zu erwarten, dass erneuerbare Energien eine Lü- cke schließen können, die zum Beispiel durch die frühzeitige Abschaltung von Kernenergie geöffnet würde.“ (Dr. Merkel, 2005). Nur zwei Jahre später vertritt Frau Merkel als Bundeskanzlerin und EU-Ratsvorsitzende einen Be- schluss, der einen Anteil der Erneuerbaren Energien am Gesamtenergiever- brauch von 20% bis 2020 europaweit vorschreibt (Scheer, 2010). Weitere vier Jahre später verantwortet Frau Merkel den Beschluss zum Atomausstieg in Deutschland und die sofortige Abschaltung von acht Atomkraftwerken. Die erneuerbaren Energien erzeugen im gleichen Jahr erstmals 2% mehr Strom als alle deutschen Atomkraftwerke und etablieren sich als zweitgrößte Ener- giequelle im deutschen Strommix (Die Bundesregierung, 2012). Ähnlichen Fehleinschätzungen unterlagen auch Verantwortungsträger und vermeintliche Experten der Energiebranche. So gibt sich Hans-Peter Villis, damaliger Vorstandsvorsitzender der Energie Baden-Württemberg (EnBW), in einem Interview der Süddeutschen Zeitung im Jahr 2008 überzeugt: „Für eine […] Nutzung der Solarenergie scheint in Deutschland zu selten die Son- ne. Der Solaranteil an der Energieerzeugung wird auch 2020 noch bei gera- de mal einem Prozent liegen.“ (Villis, 2009). Sein Kollege Jürgen Großmann, seinerzeit Vorstandsvorsitzender der RWE, äußerte sich auf der Handels- blatt-Jahrestagung in Berlin in ähnlichem Geiste und befand die Photovoltaik in Deutschland als so sinnvoll, „wie Ananas züchten in Alaska“ (Flauger, et al., 2012). Im Laufe des Jahres 2012, weniger als ein Jahr nach Großmanns Äußerungen zwingt die Entwicklung auf dem deutschen Strommarkt die etab- lierten Energieversorger zu, einem Revidieren ihrer Positionen. Bereits acht Jahre vor dem Prognosezieljahr übertrifft der Solarstromanteil die Einschät- zung von Villis um das 5-fache und ist die PV-Branche mit einer Wertschöp-
1. Historische Entwicklung der Photovoltaik-technologie 12 fung von 9,4 Mrd. Euro und über 100.000 Arbeitsplätzen eine festen Größe im deutschen Energiemarkt (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, sowie Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2012). Entsprechend räumt der Nachfolger von Herrn Grossmann, der jetzige RWE-Chef Peter Terium, im gleichen Jahr ein: „Dass wir die Solar-Technik lange komplett abgelehnt haben, war aus heutiger Sicht ein Fehler" (Klormann, 2012). Zudem stoppen die beiden großen deut- schen Atomenergiekonzerne EON und RWE in Großbritannien aufgrund zu hoher Kosten den Bau neuer Atomkraftwerke (Deutsche Presse Agentur & Reuters, 2012). Ein Blick auf andere europäische Energiekonzerne offenbart ähnliche Entscheidungen. In Frankreich, einem Land mit einer traditionell starken gesellschaftspolitischen Unterstützung für Atomstrom, zieht sich der Energiekonzern ENEL von dem Bau eines Atomkraftwerks zurück (Finkenzeller, 2012). Nach aktuellen Berechnungen des Konzerns liegen die Stromgestehungskosten 20 % über denen erneuerbarer Energiequellen (Balmer, 2012).8 Mit der Aufgabe alter Positionen und der offenen Unterstützung erneuerbarer Energien schließen sich Politik und Wirtschaft letztlich dem gesellschaftlichen Meinungsbild in Deutschland an. Im Jahr 2011 befürworten gemäß einer Um- frage von TNS-Infratest 94% (Folgeumfrage 2012 93% (TNS-Infratest, 2012)) der Deutschen einen weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien. Die PV erreicht bei den Befragten die höchste Akzeptanz und wird gegenüber Wind- kraft und Bioenergie favorisiert (TNS-Infratest, 2011). Ein Grund für die breite Unterstützung des Ausbaus der PV ist in den positiven Nutzeneffekten der Erneuerbaren Energien zu sehen. So nennen über 70% der Befragten die Zukunftsfähigkeit und den Klimaschutz als wichtigste Vorteile dieser Erzeu- gungsart (TNS-Infratest, 2011). Nach unterschiedlichen Berechnungen diver- ser Forschungsinstitute zur monetären Wirkung erneuerbarer Energien wird allein im Jahr 2011 der volkswirtschaftliche Nutzen der vermiedenen Emissi- onen von Treibhausgasen und Luftschadstoffen durch Erneuerbare Energien 8 Nach einer aktuellen Studie des Frauenhofer-Instituts für solare Energiesysteme ISE ist die Onshore-Windenergieerzeugung die derzeit billigste Form der erneuerbaren Energie- erzeugung mit Stromentstehungskosten von 6-8 €-Cent/kWh; danach folgt die Photovol- taik mit Kosten von 13-16 €-Cent/kWh Andere erneuerbare Energieformen, wie bspw. Wasserkraft und Biomasse werden in diesem Rahmen nicht berücksichtigt. Vgl. hierzu: (Kost, et al., 2012).
1. Historische Entwicklung der Photovoltaik-technologie 13 auf über 10 Mrd. Euro taxiert. Weitere Nutzenaspekte sind bspw. die verrin- gerten Rohstoffimporte i.H.v. 6 Mrd. Euro, Investitionen und Branchenumsät- zen i.H.v. 47 Mrd. Euro, eine Branchenbeschäftigung von 381.600 Personen und intangible Effekte wie z.B. Technologieführerschaft (Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung (ISI), Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung (DIW Berlin), Gesellschaft für Wirtschaftliche Strukturforschung mbH (GWS), Institut für ZukunftsEnergieSysteme (IZES), 2012). Auf Basis der vergangenen Ausbauerfolge der Erneuerbaren Energien, der breiten gesellschaftlichen Unterstützung für deren Fortführung und einer ver- schärften klimapolitischen Diskussion hat die Politik deutliche Wachstumszie- le für die Erneuerbaren Energien bestimmt. Demnach soll bis zum Jahr 2050 mindestens 80% der Stromversorgung durch Erneuerbare Energien bereit- gestellt werden (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2012). Begleitend wurden hierzu in den letzten Jahren Studien veröffentlicht, die langfristig eine vollständige Umstellung der Ener- giewirtschaft von fossil-nuklearen auf erneuerbare Quellen skizzieren (McKinsey & Company, 2010; Umweltbundesamt, 2010; Henning, et al., 2012). Dabei kommen alle Arbeiten zu zwei gemeinsamen Erkenntnissen: 1. Eine vollständige zukünftige Stromerzeugung auf Basis Erneuer- barer Energien ist möglich und nicht kostenintensiver als eine fossil-nuklear basierte Stromerzeugung. Hierzu McKinsey & Com- pany in der Studie Roadmap 2050: “The key finding […] is, that the challenge is basically the same in either a high-carbon, low-carbon or zero-carbon energy scenario, in terms of overall cost to consumers and the European economy.” (McKinsey & Company, 2010) 2. Die Umstellung auf eine erneuerbare Energieerzeugung ist nur bei einem weiteren Ausbau der Solarstromerzeugung möglich. Als Zielwert einer erneuerbaren Energieerzeugung wird beispielsweise im mittleren Szenario des Fraunhofer-Instituts eine PV-Kapazität von 205 GW für Deutschland ausgewiesen, was 630% der heute installier- ten Kapazität entspricht (Henning, et al., 2012). Zudem belegen weite- re Berechnungen, beispielsweise des Umweltbundesamtes, das Po- tential von PV-Flächen: Nur bei einer Nutzung bestehender Siedlungs-
1. Historische Entwicklung der Photovoltaik-technologie 14 flächen ohne Berücksichtigung von Freiflächen wäre in Deutschland bei dem heutigen Stand der Technik eine PV-Kapazität von 275 GW9 verfügbar (Umweltbundesamt, 2010). Gerade in Anbetracht dieses Ausbaupotentials und den beschriebenen posi- tiven Nutzeffekten obliegt es einer ganzheitlichen Betrachtung auch die aktu- ellen Probleme des PV-Ausbaus zu beleuchten. Insbesondere die Förderge- setzgebung steht heute aufgrund steigender Belastungen der Stromkunden in der Kritik. Allein im Jahr 2011 müssen die Stromkunden zur Finanzierung der EEG-Umlage 16,72 Mrd. Euro aufwenden (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, sowie Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2012). In Folge des weiterhin starken Ausbaus der PV-Anlagen stieg die EEG-Umlage von 2012 zu 2013 um 46% auf 5,27 Euro Cent pro Kilowattstunde (Bundesverband Erneuerbare Energien e.V., 2012) und wurde somit im 13. Jahr Ihres Bestehens zum 12. Mal erhöht. Ihr Anteil an den Haushaltsstromkosten ist damit auf über 20% gestiegen (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, sowie Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2012). Das steigende Fördervolumen führt folglich zu einer stetig zunehmenden fi- nanziellen Belastung von nicht befreiten Unternehmen und privaten Verbrau- chern. Die Bundesregierung hat auf die massiv steigenden Kosten reagiert, indem sie die wesentliche Herausforderung derzeit in der Sicherstellung von „Kosteneffizienz sowie Markt- und Systemintegration der Erneuerbaren Energien“ sieht und zu dessen Erreichung das EEG seit 2009 wiederholt no- velliert hat (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, sowie Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2012). Neben mehrfachen außerordentlichen Senkungen der Fördersätze wurde 2012 erstmalig auch ein endgültiges Auslaufen der PV-Förderung nach Er- reichen einer installierten Kapazität von 52 GW beschlossen. Zudem ver- sucht der Gesetzgeber zunehmend, die PV-Stromerzeugung von der EEG- 9 Andere Forschungsprojekte stützen diese Erkenntnisse: Bereits im Jahr 2008 ermittelt das Forschungsprojekt SUN-AREA von M. Klärle mittels hochauflösender Fernerkun- dungsdaten (Lasermessung aus der Luft), dass in der Stadt Osnabrück eine hinrei- chende Anzahl geeigneter Dachflächen zur PV-Stromproduktion existieren, um den ge- samten privaten Stromverbrauch der Stadt zu decken (Ludwig, et al., 2008).
1. Historische Entwicklung der Photovoltaik-technologie 15 Förderung zu entkoppeln. Nach Einführung einer Managementprämie zur Förderung der Selbstvermarktung Anfang 2012 wurde mit der jüngsten No- vellierungen zum 1. April 2012 das sogenannte Marktintegrationsmodell ein- geführt, nach dem fortan maximal 90% des erzeugten Stroms von PV- Anlagen zwischen 10-100kW-Nennleistung über EEG-Zahlungen vergütet werden (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2012). Eine solche Anlage ist fortan nur wirtschaftlich zu betreiben, wenn der Anlagenbesitzer den restlichen Strom selbst vermarktet oder verbraucht. Künftig wird die Notwendigkeit einer Selbstvermarktung, bzw. eines Selbst- verbrauchs voraussichtlich weiter zunehmen. Trotz der beiden Novellierun- gen des EEGs im letzten Jahr diskutieren politische Entscheidungsträger weitergehende Maßnahmen zur Reform des EEGs, die aufgrund der stetig steigenden Belastung der Stromverbraucher wahrscheinlich eine weitere Senkung der Fördersätze und eine zunehmende Marktintegration, d.h. weni- ger Regulierung und Förderung, der PV beinhalten wird (Altmaier, 2012; Rösler, 2013). Der künftige Einsatz der Photovoltaiktechnologie bewegt sich in Deutschland politisch wie unternehmerisch somit zwischen zwei Spannungsbögen. Einer- seits existiert die gesellschaftliche Erwartung, den Anlagenbestand zur Stromerzeugung aus klimapolitischer Verantwortung weiter auszubauen. An- dererseits setzt jedes Vermeiden zusätzlicher Belastungen voraus, dass die- ser Ausbau zunehmend wirtschaftlich eigenständig, d. h. unabhängig von gesetzlichen Förderungen gelingt. Einer vorausschauenden Betrachtung stellt sich vor diesem Hintergrund die Frage, wie dieses Spannungsverhältnis zukünftig überwunden werden kann. Die vorliegende Arbeit soll einen Beitrag zur Beantwortung dieser Frage leis- ten, indem sie untersucht inwieweit Modelle anderer Branchen auf die Ver- marktung der PV übertragen werden können. Der thematische Fokus wird auf sogenannte Contracting-Modelle gelegt, wie sie seit längerem z. B. im Rahmen der Wärmeenergiebereitstellung in Gebäuden erfolgreich umgesetzt werden. Hierbei übernimmt ein Anbieter als Fachexperte die Planung, Finan- zierung, Installation und den Betrieb einer Anlage direkt beim Kunden und amortisiert seinen Aufwand über einen langfristigen angelegten Verkauf der erzeugten Energie (von Braunmühl, 2000). Während diese Modelle in der
1. Historische Entwicklung der Photovoltaik-technologie 16 Vergangenheit aufgrund der hohen Installationskosten von PV-Anlagen wirt- schaftlich weitgehend uninteressant waren, entsteht durch die jüngste Sen- kung der Stromgestehungskosten unter den Endkundenpreis erstmals eine potentielle Marge, die eine nähere Betrachtung des Modells in diesem Zu- sammenhang rechtfertigt. Ausgangspunkt für die Betrachtung in den folgenden Kapiteln bildet die grundlegende Auseinandersetzung mit der Bedeutung von Contracting und seinen unterschiedlichen Formen, die sich in der Praxis etabliert haben. An- schließend wird analysiert, welche Anforderungen sich aus einem PV- Contracting ergeben und wie wesentliche Inhalte eines solchen Geschäfts- modells organisatorisch ausgestaltet werden könnten. Insbesondere wird die Frage behandelt, unter welchen rechtlich-organisatorischen Limitationen ein potentielles PV-Contracting angeboten werden kann. Im nächsten Schritt soll untersucht werden, ob heute oder in absehbarer Zukunft eine wirtschaftliche Grundlage existiert, die es für Anbieter und Kunden attraktiv erscheinen lässt, eine solche Dienstleistung anzubieten. Die Erkenntnisse der Arbeit re- sümierend versucht das abschließende Kapitel eine zusammenfassende Bewertung der Sinnhaftigkeit von PV-Contracting als Geschäftsmodell einer nachhaltigen Energieversorgung.
2. Contracting als Dienstleistungsmodell im Gebäudebereich 17 2. Contracting als Dienstleistungsmodell im Gebäu- debereich 2.1 Evolution unterschiedlicher Contracting-Modelle Der Begriff "Contracting" ist auf das englische Substantiv "Contract" (= Ver- trag) zurückführen, sodass die Etymologie bereits das Wesensmerkmal des zugrundeliegenden Geschäftsmodells indiziert (Meinefeld, 2004). Der Vertrag dient als Grundlage der langfristigen Regelung eines Geschäfts zur Energie- dienstleistung im Gebäudebereich zwischen zwei Vertragsparteien. Der so- genannte Contracting-Geber (im Folgenden „Contractor“) tritt dabei als An- bieter einer Energiedienstleistung auf, die vom Kunden, dem sogenannten Contracting-Nehmer, nachgefragt wird. Die Konditionen bzgl. Leistung und Gegenleistung zwischen den Parteien werden in einem Energiedienstleis- tungsvertrag vereinbart. Charakteristisch für den Vertrag ist eine langfristige zeitraumbezogene Bindung der Vertragsparteien, innerhalb welcher der Contractor gegenüber dem Kunden die Verantwortung für die vereinbarte Energiedienstleistung gegen Entgelt übernimmt (Hack, 2012). Contracting-Modelle sind keine neue Entwicklung. Bereits dem Engländer James Watt, dem Erfinder der Dampfmaschine, wird nachgesagt, den nur mäßigen Absatz seiner neuen Maschine mithilfe eines Contracting-Modells stimuliert zu haben. Da Ende des 18. Jahrhunderts potentielle Käufer die Vorteile der Maschine als gering einschätzten und folglich das Risiko der An- schaffung scheuten, soll er ihnen folgendes Angebot unterbreitet haben: „Wir werden Ihnen kostenlos eine Dampfmaschine überlassen. Wir werden diese installieren und für fünf Jahre den Kundendienst übernehmen. Wir ga- rantieren Ihnen, dass die Kohle für die Maschine weniger kostet, als Sie ge- genwärtig an Futter (Energie) für die Pferde aufwenden müssen, die die glei- che Arbeit tun. Und alles, was wir von Ihnen verlangen, ist, dass Sie uns ein Drittel des Geldes geben, das Sie sparen.“ (zitiert nach von Braunmühl, 2000; S. 7) Schon die damalige Offerte von Watt enthält bereits wesentliche Aspekte der heute am Markt üblichen Contracting-Lösungen. Demnach übernimmt der Contractor die Investition und die Betriebsführung der Energieerzeugungsan-
2. Contracting als Dienstleistungsmodell im Gebäudebereich 18 lage und finanziert sich über regelmäßige Zahlungen des Kunden, die über einen längerfristigen Zeitraum zwischen den beiden Parteien vereinbart sind. Im Kern handelt es sich dabei um einen Transfer von Risiko und Aufwand vom Kunden zu Lasten des Contractor, der hierfür eine langfristig planbare finanzielle Entlohnung erhält. Aus Sicht des Kunden bezeichnet von Braun- mühl Contracting daher als ein „Rundum-Sorglos-Paket“ (von Braunmühl, 2000; S. 6). Nennenswerte Geschäftsvolumina erreichen Contracting-Modelle erstmals im Nordamerika der 70er und 80er Jahre des letzten Jahrhunderts. Anstatt ihren Kunden lediglich Energieanlagen zu verkaufen, beginnen erste Unter- nehmen zusätzlich die Finanzierung und die Betriebsführung für die Kunden zu übernehmen (Geiß, 2006). In Zeiten der Ölkrise und stetig steigender Energieverbräuche wird Contracting als Mittel propagiert den alten Anlagen- bestand durch neue energieeffizientere Anlagen zu ersetzen und gleichzeitig durch eine professionelle Betriebsführung brach liegende Einsparpotentiale zu heben. Während sich die Unternehmen durch die Ausweitung ihres Leis- tungskatalogs zusätzliche Umsätze versprechen, besteht der Vorteil für die Kunden darin, dass sie neben dem vermiedenen Aufwand für Investition und Betriebsführung häufig auch anteilig an den Einsparungen partizipieren. Aufgrund dieser Vorteile und im Zuge der steigenden Akzeptanz externer Dienstleistungen werden in den USA 1985 bereits 50% aller Investitionen zur Energieerzeugung in öffentlichen Gebäuden durch externe Anbieter finan- ziert (Meinefeld, 2004). In dieser Zeit entwickelt sich eine Vielzahl eng ver- wandter oder gar synonymer Begriffe, wie Public-Private-Partnership, Inde- pendent-Power-Producer-Model, Third-Party-Financing oder Performance Contracting, die allesamt Contracting-Elemente beinhalten (Henzelmann, 1995; Göllinger, 2001). Zwar lassen sich auch in Deutschland bereits im Laufe der 80er Jahre erste Nachweise von Contracting finden, doch handelt es sich hierbei lediglich um vereinzelte Pilotanlagen, bzw. öffentlich geförderte Forschungsprojekte (Meinefeld, 2004). Erst als in den 1990er Jahren erfolgreiche Projekte aus dem europäischen Umland in Großbritannien und Skandinavien bekannt werden, beginnen sich hierzulande Contracting-Lösungen im Markt zu etab- lieren (Geiß, 2006). Je nach Schwerpunkt und Perspektive werden die Cont-
2. Contracting als Dienstleistungsmodell im Gebäudebereich 19 racting-Modelle als Outsourcing der Energieversorgung, Drittfinanzierung, Dienstleistung über Dritte, Energieversorgungs-Outsourcing, Betreibergesell- schaft, Energie-Contracting, Energiedienstleistung oder gewerbliche Wärme- lieferung bezeichnet (BMVBS, BBSR, BBR, 2009) (Geiß, 2006). Die Bezeichnungsvielfalt einander ähnelnder Modelle ist dabei auch Aus- druck der unterschiedlichen Strömungen, die in der Branche existieren. Ein weit verbreitetes Verständnis von Contracting rückt die Erzielung von Effizi- enzgewinnen als Charakteristikum in den Mittelpunkt. So schreibt bspw. Meinefeld: „Ziel aller Contracting-Modelle soll […] die Verbesserung der Effi- zienz sein.“ (Meinefeld, 2004; S. 74). Ebenso führt Knott im Rahmen seiner fünf Kriterien zur Beschreibung von Contracting als erstes an: „Contracting- Konzepte dienen der Realisierung von wirtschaftlich sinnvollen Effizienzverbesserungen bei der Energieerzeugung, -umwandlung und – nutzung.“ (Knott, 1997; S. 21f.). Diese Auslegung von Contrachting, lässt sich auf die ursprüngliche Fokussierung der Branche auf die Bereitstellung von Wärmeenergie in den 1990er Jahren zurückführen. Analog zum Einsatz der Kontrake in den USA bildet in dieser Zeit das Versprechen der Energieeinsparung durch Effizienzverbesserung die Grundlage des Geschäftsmodells in Deutschland. Im Zuge der immer stärker in den öffentlichen Fokus rückenden Umwelt- und Klimaschutzaspekte wird Contracting als integriertes Konzept verstanden, um wirtschaftliche und ökologische Ziele zu verbinden. In Ihrem Selbstverständnis definieren sich die Anbieter von Contracting deshalb häufig als „Lieferanten von ökoeffizienten Dienstleistungen“ (Geiß, 2006; S. 269). Ausdruck dieser Ausrichtung ist nicht zuletzt die Gründung und Namensgebung des Verbands für Wärmelieferung e.V. (im Folgenden VfW), welcher als Dachorganisation zur Förderung von Contracting-Modellen aus einem Forschungsprojekt zur effizienteren Wärmeenergiebereitstellung hervorgeht (Verband für Wärmelieferung e.V., 2012). Mit der zunehmenden Verbreitung und der Entwicklung neuer Contracting- Mischformen hat sich die Bedeutung in den letzen Jahren allerdings von diesem ursprünglichen, engen Verständnis erweitert. Heutige Definitionen, wie sie auch für den Verlauf dieser Arbeit maßgeblich sein sollen, definieren den Begriff nicht über die Erzielung von Energieeffizienz oder
2. Contracting als Dienstleistungsmodell im Gebäudebereich 20 Primärenergieeinsparung, sondern heben den Charakter der organisatorischen Arbeitsteilung hervor. In diesem Sinne beschreibt bspw. die EnergieAgentur.NRW Contracting folgendermaßen: „Contracting bedeutet die Übertragung von Aufgaben der Energiebereitstellung und Energielieferung auf ein darauf spezialisiertes Unternehmen (Contractor)“ (EnergieAgentur.NRW, 2007; S. 6)10 Der Vergleich zwischen dem traditionellen Contracting-Verständnis von Knott und Meinefeld einerseits und dem der EnergieAgentur.NRW andererseits verdeutlicht den evolutionären Bedeutungswandel des Konzepts. Für die thematische Einordnung dieser Arbeit ist dies von wesentlicher Bedeutung, da das heutige Verständnis grundsätzlich auch Erneuerbare Energiequellen wie die Photovoltaiktechnologie einschließt, auch wenn diese nicht notwendigerweise zu einer Effizienzverbesserung, sondern lediglich zur Substitution von Kohle, Gas, Öl, etc. durch den Primärenergieträger Sonne führen. Dies ist insofern eine neue Entwicklung, da die bisherige Literatur Photovoltaik-Contracting nicht explizit berücksichtigt.11 In der deutschen Gesetzgebung wird der Begriff "Contracting" bisher nicht verwendet, sondern mit dem weitgehend synonymen Term Energiedienstleistung beschrieben (BGBl.I 2010 S.1483). Demgegenüber hat sich in der Fachliteratur Contracting als dominante Begriffsbezeichnung (z.T. auch als Energie-Contracting) heute weitgehend durchgesetzt (Hack, 2012). Dies ist auch auf eine Initiative des Deutschen Institut für Normung e.V. aus dem Jahr 2003 zurückzuführen, welches den Begriff in der DIN 8930 Teil 5 (Contracting) erstmals aufgreift uns somit den Grundstein für eine einheitliche Terminologie wie Verständnis legte. Wie in Abbildung 3 dargestellt, werden in der DIN 8930 vier „Contracting-Varianten in Ihren reinen Ausprägungen festgelegt“ (DIN 8930 Teil 5; S.2). Es handelt sich hierbei um das Energieliefer-Contracting, das Einspar-Contracting, das 10 Ähnlich lautende Definitionen finden sich auch in anderen Literaturquellen. Vgl. hierzu bspw. (Meinefeld, 2004) oder (DIN 8930, 2003) 11 Dem Autor dieser Arbeit liegen trotz mehrmonatiger Recherche keine Literaturquellen vor, die sich dem Thema Photovoltaik-Contracting widmen. Zwar berücksichtigen einige Beiträge die Solarenergie, jedoch ist hiermit entweder Solarthermie gemeint, oder die Be- trachtung verbleibt abstrakt, ohne die Besonderheiten der Photovoltaiktechnologie zu thematisieren. Vgl. hierzu bspw. (Geiß, 2006), oder (BMVBS, BBSR, BBR, 2009)
2. Contracting als Dienstleistungsmodell im Gebäudebereich 21 Finanzierungs-Contracting und das Technische Anlagenmanagement. Diese Kategorisierung wird im Folgenden kurz dargestellt, da sie im Sinne eines eindeutigen Begriffsverständnisses dem weiteren Verlauf dieser Arbeit als Grundlage dient. Abbildung 3: Contracting Varianten nach DIN 8930 Beim Energieliefer-Contracting übernimmt der Contractor die Verantwor- tung für die Versorgung des Kunden mit Energie, wie bspw. Wärme, Kälte, Licht, oder Strom, auf der Basis von langfristigen Verträgen. Er investiert entweder in eine Neuanlage oder übernimmt die bestehende Anlage, die er fortan unter eigenem Risiko betreibt und instand hält. Üblicherweise handelt es sich bei diesem Modell um eine dezentrale Energieerzeugungsanlage di- rekt auf dem Grundstück des Nutzers oder in dessen räumlicher Nähe. Im Gegensatz zu konventionellen Energieversorgern endet die Lieferpflicht nicht mit der Bereitstellung von Energieträgern wie Öl oder Gas, sondern geht da- rüber hinaus, indem der Contractor auch die dezentrale Umwandlung der Energieträger vom Kunden übernimmt, um ihn unmittelbar mit der benötigten Energie des täglichen Gebrauchs in Form von Wärme oder Strom zu versor- gen. Nach der DIN 8930 besteht die Leistungsvergütung durch den Kunden „aus dem Entgelt für die bezogene Nutzenenergie, die Vorhaltung der Ener- gieerzeugungsanlage und die Abrechnung.“ (DIN 8930 Teil 5; S.4). Beim Einspar-Contracting liegt der Fokus nicht auf der Energieer- zeugung, sondern auf der Optimierung der Energienutzung und des Energie- verbrauchs. Der Contractor identifiziert mit dem Kunden Einsparpotentiale am Gebäude im Zusammenhang mit dem Verhalten der Nutzer und realisiert Energieliefer-Contracting Einspar-Contracting Finanzierungs-Contracting Technisches Anlagenmanagement Contracting- Varianten
2. Contracting als Dienstleistungsmodell im Gebäudebereich 22 diese in eigener Verantwortung und auf eigene Rechnung. In der Regel se- hen die Verträge vor, dass sich die Kosten während der Vertragslaufzeit für den Kunden nur unwesentlich ändern, sodass der Contractor seinen Auf- wand aus den erzielten Einsparungen finanzieren kann. Da die erzielten Ein- sparungen zumeist dauerhafter Natur sind, profitiert der Kunde hiervon noch nach Ende des Contracting-Vertrags (BBSR, BBR, 2012). Dem Finanzierungs-Contracting kann eine Energieeinsparung oder eine Energielieferung zugrunde liegen. Charakteristisch hierfür ist, dass der Cont- ractor die anfängliche Investition übernimmt, d.h. Planung, Finanzierung und Errichtung, bzw. Installation, der Anlage. Für die Bereitstellung erhält er in der Folge vom Kunden wiederum ein vereinbartes Entgelt. Im Gegensatz zu den vorhergehenden Varianten ist die Betriebsführung weiterhin Aufgabe des Kunden. Da die Gesamtverantwortung der Maßnahme bei dieser Variante beim Kunden verbleibt, hat der Contractor lediglich einen Anreiz die Kosten für seinen Teil der Leistungspflicht zu minimieren, nicht aber für die Effizienz der gesamten Maßnahme zu sorgen. Dieses Charakteristikum ist daher ein wichtiges Unterscheidungsmerkmal zu den beiden zuvor beschriebenen Va- rianten, Auch beim Technischen Anlagenmanagement verbleibt das Effizienzrisiko der gesamten Maßnahme beim Kunden. Die Verantwortung des Contractor beschränkt sich auf die Bedienung und Instandhaltung von Anlagen oder den technischen Gewerken. In der Literatur wird es deshalb bisweilen auch als Betriebsführungs-Contracting bezeichnet. Beide Formen, das Finanzierungs-Contracting sowie das Technische Anla- genmanagement, beschränken sich in ihrem Leistungsumfang lediglich auf eine Teilfunktion der gesamten Maßnahme. Vor diesem Hintergrund lassen sie sich als reduzierte Unterformen des Energieliefer-Contracting, bzw. des Einspar-Contracting betrachten (Meinefeld, 2004). Trotz dieser Normierung sind die beschriebenen Varianten kein Bestandteil gesetzlich festgeschriebe- ner Leistungskataloge. Für den rechtlichen Anspruch ist daher nicht die Be- nennung, sondern lediglich die im Einzelfall vereinbarte Leistung relevant (Hack, 2012). Darüber hinaus weist das Deutsche Institut für Normung e.V. in der zitierten Norm explizit darauf hin, dass in der Praxis unterschiedliche Mischformen der dargestellten Varianten existieren (DIN 8930 Teil 5).
2. Contracting als Dienstleistungsmodell im Gebäudebereich 23 Zusammenfassend läßt sich daher festhalten, dass sich mögliche Leistungen des Contractors aus einem breiten Bündel variabel kombinierbarer Teilleis- tungen zusammensetzen lassen. In der Literatur aufgeführte Beispiele rei- chen von der Planung, Finanzierung, Installation, Betriebsführung, Instand- haltung, Abrechnung, Inkasso, Versicherung, bis zum Berichtswesen ent- sprechender Energiedienstleistungen (EnergieAgentur.NRW, 2007; Geiß, 2006; Göllinger, 2001). Die Gemeinsamkeit aller Contracting-Typen liegt daher nicht in der Beschrei- bung der Aufgabeninhalte, sondern in der veränderten Zuteilung der Aufga- ben zwischen Energiedienstleister und Kunden. So überträgt der Kunde in allen Varianten Aufgaben im Zusammenhang mit der Energieversorgung, bzw. –einsparung, aus seinem eigenen Verantwortungsbereich vertraglich auf den Contractor und zahlt hierfür eine langfristig angelegte monetäre Ge- genleistung. Ein konstitutives Merkmal des Contracting ist somit die Ver- schiebung der konventionellen Arbeitsteilung zwischen Energieanbietern und –nachfragern zugunsten des Energieanbieters (Hennicke, et al., 1996; Meinefeld, 2004). 2.2 Anbieterstruktur und Marktentwicklung von Contracting In den 90er Jahren des letzten Jahrhunderts sind die klassischen Energie- versorgungsunternehmen (EVU), die ersten Anbieter von Contracting- Verträgen in Deutschland (Geiß, 2006). Ausgehend von dem ursprünglichen Ziel, Effizienzpotentiale auf der Kundenseite zu heben, dient Contracting die- sen Unternehmen hauptsächlich als Mittel der Absatzförderung bzw. – stabilisierung. Besonders die langen Amortisationszeiten und die damit ver- bundenen Vertragslaufzeiten führen bei den Unternehmen zu verlässlich kal- kulierbaren Umsätzen und somit zu einer langfristigen Sicherung der Erträge (IZES gGmbH, Bremer Energie Institut, Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie, 2011). Diese Eigenschaften wirkten auch auf Unternehmen angrenzender Wert- schöpfungsbereiche attraktiv, sodass im Zeitverlauf neue Anbieter in den Markt drängen. Heute steht eine Vielzahl von Unternehmen aus unterschied- lichen Branchen den Energieversorgungsunternehmen als Wettbewerber im Contracting-Markt gegenüber. Wie Abbildung 4 illustriert, sind die Herkunfts-
2. Contracting als Dienstleistungsmodell im Gebäudebereich 24 branchen der Anbieter dabei ebenso vielfältig wie die einzelnen Funktions- leistungen, die in Contracting-Modellen gebündelt werden. So finden sich neben den Energieversorgungsunternehmen bspw. klassische Handwerks- betriebe, Ingenieursdienstleister, Wohnungsbaugesellschaften, Facility- Management-Unternehmen, Anlagenhersteller und Energieagenturen unter den heutigen Contracting-Anbietern (Knott, 1997).12 Zusätzlich zu den Unter- nehmen, die ihr ursprüngliches Geschäftsmodell aus einem angrenzenden Leistungsfeld um Contracting-Angebote erweitern und sich hierdurch in Ih- rem Produktangebot diversifizieren, finden sich neue, spezialisierte Contrac- ting-Firmen auf dem Markt. Diese zumeist eigenständigen Unternehmen se- hen ihre Kernkompetenz allein im Bereich Contracting (EnergieAgentur.NRW, 2007). Sie werden als Energiediensteistungsunternehmen (EDU) bezeichnet und verstehen sich häufig als Förderer regenerativer Energien (Geiß, 2006). Abbildung 4: Übersicht zum Hintergrund von Contracting-Anbietern 12 In einigen Publikationen werden auch Finanzdienstleistungsunternehmen als Anbieter von Contracting genannt. Auf ihre Nennung wurde hier bewusst verzichtet, da es sich in der Regel um sehr spezifische Finanzierungslösungen handelt, die weder die Planung, noch die Installation einschließen. Vgl. hierzu bspw. (EnergieAgentur.NRW, 2007).
2. Contracting als Dienstleistungsmodell im Gebäudebereich 25 Aufgrund der Vielzahl unterschiedlicher Anbieter, ihren spezifischen Leis- tungsschwerpunkten und ihrem Know-how kennzeichnet den Contracting- Markt seine große Heterogenität (EnergieAgentur.NRW, 2007). Unterschied- liche Studien beziffern die Anzahl der Anbieter im deutschen Markt auf 300 bis 500 Unternehmen, je nach thematischer Abgrenzung und dem Zeitpunkt der Erhebung (BMVBS, BBSR, BBR, 2009). Qualitative Erhebungen zeigen ferner, dass eine Dominanz von zwei Unternehmensarten im Markt festzu- stellen ist. Nach Daten der Firma Prognos und des Vereins für Wohnen im Eigentumg e.V. entstammen die meisten Anbieter der Brache der Energie- versorgungsunternehmen, gefolgt von den Energiedienstleistungsunterneh- men (Vgl. Abbildung 5). Die übrigen Anbieter sind zahlenmäßig wenig rele- vant, da sie auch aggregiert in ihrer Anzahl hinter den beiden erstgenannten Kategorien zurückbleiben (BMVBS, BBSR, BBR, 2009; Warnecke, 2008). Abbildung 5: Studienergebnisse zur Anbieterstruktur bei Contracting- Modellen im Vergleich Der jährliche Umsatz mit Contracting-Produkten wird im Jahr 2009 insgesamt auf ca. 2 Mrd. € taxiert (BMVBS, BBSR, BBR, 2009). Das bei weitem erfolg- reichste Contracting-Modell im Markt ist dabei das Energieliefer-Contracting. Nach Angaben einer VfW-Mitgliederbefragung ist diese Variante mit 85% die mit Abstand häufigste Organisationsform beim Abschluss eines Contracting- Vertrags im Markt. Wie Abbildung 6 zeigt folgt an zweiter Stelle das Engergiespar-Contracting mit 9%, während die beiden anderen Varianten,
2. Contracting als Dienstleistungsmodell im Gebäudebereich 26 das Technische Anlagenmanagement und das Finanzierungs-Contracting, gerade noch einen Marktanteil von 5%, bzw. 1% aufweisen (Verband für Wärmelieferung e.V., 2011). Abbildung 6: Übersicht zu Contracting-Varianten nach ihrer relativen Häufig- keit Als Zielkunden im Contracting-Markt gelten traditionell große Energiever- braucher, wie sie in der Industrie, dem Gewerbe, öffentlichen Einrichtungen oder der Wohnungswirtschaft zu finden sind, da durch den vergleichsweise großen Energieverbrauch pro Kunde ein hoher Umsatz generiert wird. In der Literatur wie in der Praxis wird in Anlehnung an diese Überlegung häufig auch von kritischen Größen gesprochen, um ein Contracting-Modell wirt- schaftlich zu betreiben (Geiß, 2006). Demnach sind die Anbieter nur ab einer gewissen Umsatzgröße fähig, den Kunden einen attraktiven Preis für die Dienstleistung anzubieten. Nach Angaben des VfW lohnt sich Contracting erst ab einer beheizten Fläche von 1.000m², bzw. ab 6-10 Wohneinheiten pro Wohnanlage (Verband für Wärmelieferung e.V., 2012). Dies deckt sich im Wesentlichen mit dem Markthabitus, nach welchem sich Contracting- Angebote schwerpunktmäßig an Kunden mit Objekten ab einer Mindestgröße von 13 Wohneinheiten richten (BMVBS, BBSR, BBR, 2009). Entgegen diesen Überlegungen zeigen mehrere Beispiele aus der Praxis allerdings, dass Contracting auch für bedeutend kleinere Einheiten erfolg- reich angeboten werden kann. Das Bremer Energie Institut führt 2011 eine Markterhebung zu Contracting-Lösungen für Einfamilienhäuser, dem soge- nannten Mini-Contracting, durch, in dessen Rahmen bundesweit 54 Unter-
2. Contracting als Dienstleistungsmodell im Gebäudebereich 27 nehmen identifiziert werden, die Contracting aktiv anbieten. Als Branchenfüh- rer dieser Nische hat die EWE Energie AG demnach Mitte 2010 bereits über 10.000 Kunden im Rahmen eines Mini-Contractings unter Vertrag (Clausnitzer, et al., 2011). Obwohl diese Beispiele die Vielfältigkeit und die bestehende Verbreitung von Contracting in Deutschland illustrieren, bleibt die Photovoltaik als Contrac- ting-Maßnahme in Literatur wie der Praxis bis heute nahezu unberücksichtigt. Zwar wird wie bei der Grazer Energieagentur das solare Energieliefer- Contracting explizit erwähnt, jedoch umfasst „solar“ hier lediglich die solar- thermische Wärmeenergieerzeugung (Grazer Energieagentur, 2013). Glei- ches gilt für die Studie „Contracting im Mietwohnungsbau“ aus dem Jahr 2009, die auf ein gemeinsames Forschungsprojekt mehrerer Bundeseinrich- tungen zurückgeht. In den hierzu veröffentlichen Umfrageergebnissen sehen die Contracting-Unternehmen die größten Marktpotentiale der Branche bei der Solarenergie und damit noch deutlich vor den klassischen Lösungen wie bspw. BHKW, KWK oder Biomasse. Aus dem Kontext erschließt sich jedoch, dass hierunter wiederum allein die solarthermische Wärmeerzeugung ver- standen wird (BMVBS, BBSR, BBR, 2009), weshalb die Erkenntnisse dieser Untersuchungen im Rahmen dieser Arbeit nur bedingt von Bedeutung sind. 2.3 Relevante Contracting-Modelle für die PV und Treiber für deren Nutzung Auf Basis der allgemeinen Charakterisierung von Contracting und dessen Markt stellt sich im nächsten Schritt die Frage unter welcher Contracting- Variante ein Betreibermodell auf Basis von PV einzuordnen wäre. Wie bereits ausgeführt, führt der Betrieb einer Photovoltaik-Anlage nicht per se zu einer Energieeinsparung. Vielmehr wird Energie in Form von Strom unter Verwendung eines regenerativen Energieträgers produziert. Vor die- sem Hintergrund ist die Photovoltaik als Maßnahme im Rahmen des Energie- liefer-Contracting zu verstehen, während eine Einordung als Einspar- Contracting hingegen definitorisch ausgeschlossen ist.13 Darüber hinaus ist 13 Dem könnte entgegnet werden, dass die Installation von Photovoltaik den konventionel- len Stromverbrauch aus dem Netz reduziert und damit als Maßnahme im Rahmen eines
2. Contracting als Dienstleistungsmodell im Gebäudebereich 28 eine Modellierung als Finanzierungs-Contracting oder als Technisches Anla- genmanagement mit dem Fokus auf eine Photovoltaik-Anlage denkbar, da beide Formen unabhängig von der Beurteilung sind, ob eine Energieerzeu- gung oder –einsparung erfolgt. Aufgrund des Ziels einer ganzheitlichen und grundlegenden Betrachtung konzentriert sich die weitere Darstellung auf die Umsetzung einer PV-Anlage in Form eines Energieliefer-Contracting. Dieser Vorgehensweise liegt die Annahme zugrunde, dass der Fokus auf das übergeordnete Organisations- konzepts des Energieliefer-Contracting auch die Vor- und Nachteile der Un- terformen, bzw. deren Wirtschaftlichkeit erlaubt. Bei der Entscheidung, auf eine Contracting-Dienstleistung zurückzugreifen handelt es sich im Kern um eine häufig untersuchte Thematik, die in der be- triebswirtschaftlichen Literatur ausführlich unter der Bezeichnung „Make-or- Buy-Entscheidung“ behandelt wird. Hierbei erfolgt die Erörterung der Frage, ob es vorteilhaft ist, eine Leistung in Eigenfertigung zu erstellen, oder durch Fremdbezug von einem anderen Unternehmen einzukaufen (Hill, et al., 2010). Die Entscheidung zum Fremdbezug, auch Outsourcing genannt, be- wirkt, dass interne Tätigkeiten fortan in der Verantwortung der externen Dienstleister liegen (Jentsch, 2010). Es ist daher zutreffend, wenn Geiß aus Kundensicht das Contracting als „das Outsourcing der Energieversor- gung“ bezeichnet (Geiß, 2006; S. 272). Aufgrund ihrer engen inhaltlichen Verwandtschaft finden sich in der betriebs- wie energiewirtschaftlichen Literatur ähnliche Motive zur Verpflichtung exter- ner Partner (Barzel, 2000; Meinefeld, 2004). In einer von dem BMVBS dem BBSR und dem BBR durchgeführten Studie zum Thema Contracting im Mietwohnungsbau werden Vertreter der Wohnungswirtschaft zu ihren Be- weggründen befragt, Contracting-Lösungen in Betracht zu ziehen. Demnach nennt die Mehrheit der Teilnehmer die beiden folgenden Aspekte als wesent- lich (BMVBS, BBSR, BBR, 2009): Energiespar-Contracting zu verstehen ist. In der Literatur wird die solarthermische Ener- gieerzeugung allerdings als Einspeise-Contracting betrachtet (BMVBS, BBSR, BBR, 2009). Da es für die Kategorisierung unerheblich ist, ob die Abnahme von konventionell erzeugtem Strom oder von konventionell erzeugter Wärmenergie reduziert wird, ist davon auszugehen, dass diese Einordnung in gleicher Weise für die Photovoltaik gilt.
2. Contracting als Dienstleistungsmodell im Gebäudebereich 29  Die Finanzierung der Anfangsinvestition durch den Contractor  Die Übernahme von Dienstleistungen durch den Contractor Diese Motive von Vertretern der Wohnungswirtschaft stehen stellvertretend für Contracting-Kunden aller Bereiche (Geiß, 2006; Knott, 1997; Meinefeld, 2004; Clausnitzer, et al., 2011). Die Aufgabe, eine hohe Anfangsinvestition zu finanzieren, stellt Unternehmen regelmäßig vor Herausforderungen. Bei begrenzten finanziellen Mitteln konkurriert jede Investition in die Energieer- zeugung im Geschäftsalltag mit dem Kapitalbedarf anderer Bereiche (Geiß, 2006). Dies kann zur Folge haben, dass die kapitalintensive Anschaffung neuer Energieerzeugungsanlangen mit ihren vergleichsweise langen Amorti- sationszeiten gegenüber anderen Projekten zurückgestellt wird (EnergieAgentur.NRW, 2007). Das Unternehmen kann diesen Zielkonflikt durch eine Finanzierung der Anfangsinvestition mithilfe eines Contractors umgehen und sich durch nunmehr anfallende, regelmäßige, kleine Zahlun- gen in die Lage versetzen, die Maßnahme umzusetzen (Geiß, 2006). Analog verhält es sich bei Kunden aus dem öffentlichen, oder privaten Sektor, die auf Basis von Contracting-Lösungen eine Entlastung im Verwaltungshaushalt (Knott, 1997), bzw. der eigenen Rücklagen erreichen können (Clausnitzer, et al., 2011). Hinter dem anderen Treiber, die Übernahme von Dienstleistungen durch den Contractor, steht das Versprechen einer zeitlichen und fachlichen Entlastung des Kunden. „Zur Durchführung von energietechnischen Investitionen brau- chen sich Contracting-Nehmer kein energietechnisches Wissen und keine Markenkenntnisse anzueignen. Außerdem reduziert sich die Suche, Auswahl und Überprüfung der Vertragspartner auf einen Generalunternehmer – den Contracting-Geber.“ (Geiß, 2006; S. 304). Während der Kunde im Nicht- Contracting-Fall mit vielen unterschiedlichen Funktionsträgern wie Installateuren, Anlagenherstellern, Banken, Versicherungen, etc. in Kontakt treten muss, ist er beim Contracting auf lediglich einen Ansprechpartner angewiesen (Clausnitzer, et al., 2011). Die Reduktion der Schnittstellen und Interaktionen hat für den Kunden zur Folge, dass er seine Transaktionskosten, d.h. den eigenen Aufwand im Kontakt mit externen Dienstleistern, signifikant reduzieren kann (Rotering, 1993; Knott, 1997). Ab-
2. Contracting als Dienstleistungsmodell im Gebäudebereich 30 bildung 7 illustriert den Unterschied zwischen den beiden Organisationsformen schematisch. Abbildung 7: Vergleich der Transaktionsbeziehungen zwischen dem konven- tionellen Modell der Energiebeschaffung und dem Contracting-Modell Neben diesen Hauptmotiven ergeben sich im Einzelfall weitere Vorteile, die vom jeweiligen Contractor, der zugrunde liegenden Energiemaßnahme, so- wie der individuellen vertraglichen Gestaltung abhängen. Diese umfassen beispielsweise: Eine verbesserte Wirtschaftlichkeit in Folge von Größende- gressionseffekten beim Contractor (EnergieAgentur.NRW, 2007), Kostensi- cherheit durch festgelegte Energiepreise, Kostenoptimierung durch Effizienz- gewinne (Meinefeld, 2004), Erzielung von Steuervorteilen, ein Imagegewinn durch umweltschonende Energieanlagen (Knott, 1997), etc.
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 31 3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings Nach Abschluss der allgemeinen Einführung zum Thema Contracting wird nun untersucht, wie ein Energieliefer-Contracting auf Basis der Photovoltaik- technologie ausgerichtet und aufgebaut sein könnte. In Anlehnung an beste- hende Contracting-Modelle anderer Energieerzeugungstechnologien wird am Beispiel grundlegender Bestandteile wie Kundengruppen, Anlagenstruktur, Einspeisevertrag wird dargelegt, wie diese im Zusammenhang mit einem PV- Contracting definiert, bzw. ausgestaltet werden könnten. 3.1 Kundensegmentierung und Energielieferumfang Die Betrachtung potentieller Kundengruppen setzt ein klares Verständnis voraus, unter welchen Voraussetzungen Installation und Betrieb einer PV- Anlage auf einem Gebäude sinnvoll erscheint. So sollten sich zur PV- Stromerzeugung eignende Pult- und Satteldächer optimaler Weise ca. 30 Grad geneigt und nach Süden ausgerichtet sein. Unabhängig von der Art des Daches sollte während der gesamten Betriebszeit eine Verschattung der Modulflächen vermieden werden, um signifikante Leistungseinbußen bei der Stromproduktion und somit der Wirtschaftlichkeit der Maßnahme zu verhin- dern (Wosnitza, et al., 2012). Desweiteren ist eine PV-Stromproduktion nur sinnvoll, wenn am Standort auch ein Verbraucher existiert, der den produ- zierten Strom nutzt. Sind sowohl eine geeignete Dachfläche und ein Ver- braucher vorhanden, kann eine Eignung des Objekts für ein PV-Contracting unterstellt werden. Für eine grundlegende Auswahl geeigneter Objekte sind weitere Kriterien vorerst irrelevant. Alle Eigentümer von Objekten, welche die die ersten bei- den Kriterien erfüllen, sind demnach potentielle Kunde einer PV-Contracting- Lösung. Auf Basis dieser beiden Qualifikationskriterien stellt sich nun die Frage nach einer sinnvollen Segmentierung dieser Kunden. Ohne Berücksichtigung der Branchenzugehörigkeit und Rechtsform potenti- eller Kunden, zeigen sich erhebliche Unterschiede im Verbrauchsverhalten und den infrastrukturellen Anforderungen. Wie die Analyse der folgenden Kapitel zeigen wird, beeinflussen diese Eigenheiten allerdings den Aufbau eines PV-Contractings und die alternativen Strombeschaffungskosten der
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 32 Kunden so erheblich, dass eine nähere Charakterisierung unter diesen As- pekten lohnend erscheint. Als Grundlage sollen hierzu die Kundensegmente der großen deutschen Grundversorger herangezogen werden, die allesamt eine ähnliche Untertei- lung der Kunden für ihre Stromdienstleistungen vornehmen. So unterscheidet EnBW seine Stromkunden in Industrie-, Gewerbe-,14 und Privatkunden (EnBW Energie Baden-Württemberg AG, 2013). Abhängig von dem betrach- teten Segment sind deutliche Unterschiede im Stromverbrauch erkennbar. Die größten Stromverbraucher finden sich traditionell in der Indust- rie. Insbesondere Unternehmen aus der Metall-, Papier-, oder Chemieindust- rie zählen zu den energieintensivsten Branchen und erreichen Jahresstrom- verbräuche jenseits eines Gigawatts (Küchler, et al., 2012). Aufgrund ihres hohen Verbrauchs profitieren Industrieunternehmen von vergleichsweise günstigen Abnahmepreisen. Da die Abnahmemengen von Industriekunden abhängig von Branche und Größe des Unternehmens streuen, ist jede all- gemeine Aussage zum Stromverbrauch notgedrungen unscharf. Gemäß Da- ten von Eurostat, zahlen bspw. Industrieabnehmer mit einem Verbrauch zwi- schen 20 und 70 GWh/Jahr durchschnittlich 14,21 €-Cent pro Kilowattstunde Strom inkl. aller Steuern (Eurostat, 2012).15 Der Stromverbrauch im Gewerbekundenbereich ist allgemein deutlich mode- rater. Eine Aussage über die durchschnittliche Verbrauchsmenge ist auf- grund der Mannigfaltigkeit der Betriebe in diesem Segment jedoch ebenfalls kaum möglich. Die Staffelmengen der EnBW-Gewerbestromtarife lassen al- lerdings eine Schätzung der Größenordnungen der Abnahmemengen zu. So richtet sich bspw. der Gewerbestromtarif EnBW Aktiv Profi nach Verbrauchs- stufen von 0 bis 6.000 kWh/a (Stufe 1), von 6.001 bis 30.000 kWh/a (Stufe 2) und ab 30.001 kWh/a (Stufe 3). Die Abnahmepreise der Kunden dieses Be- reichs sind demzufolge höher als im Industriekundensegment. Da Gewerbe- stromtarife von Eurostat nicht ausgewertet werden, kann die Preisstruktur der 14 Während nach der Segmentierung der EnBW zusätzlich Landwirtschaftskunden aufge- führt werden, sind diese im Rahmen dieser Arbeit unter den Gewerbekunden subsumiert (EnBW Energie Baden-Württemberg AG, 2013). 15 Deutsche Industrieabnehmer mit einem Verbrauch zwischen 0,5 GWh/a und 2,0 GWh/a zahlen durchschnittlich 17,03 €-Cent pro Kilowattstunde Strom inkl. Mwst. (Eurostat, 2012).
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 33 EnBW wieder als grobe Orientierung dienen. Demnach rangieren 2013 die Preise aller angebotenen Gewerbestromtarife zwischen 26,16 €-Cent/kWh und 31,39 €-Cent/kWh (EnBW Energie Baden-Württemberg AG, 2013).16 Privatkunden zeigen im Vergleich zu den anderen beiden Segmenten die geringsten Abnahmemengen an Strom pro Jahr. So verbraucht ein Haushalt im Jahr 2008 durchschnittlich 3.100 kWh/Jahr (Frondel, et al., 2011).17 Der Preis, den private Verbraucher für eine jährliche Abnahmemenge zwischen 2.500 und 5.000 kWh im ersten Halbjahr 2012 durchschnittlich entrichten müssen, beträgt 25,95 €-Cent pro kWh inkl. Mwst. (Eurostat, 2013). Die zum Jahreswechsel um 1,69 €-Cent gestiegene EEG-Umlage verursacht eine geringfügige Erhöhung der genannten Eurostat-Daten aus 2012 (Wirth, 2012). Unter Berücksichtigung dieser Erhöhung ergeben sich für das Jahr 2013 Referenzstrompreise wie in Abbildung 8 dargestellt. Verglichen mit den Industriekunden, die aufgrund ihrer Nachfragehöhe Ihren Strom zu deutlich günstigeren Konditionen beziehen, zahlen private Haushalte und Gewerbe ähnlich hohe Preise für Ihren Strom. Abbildung 8: Kategorisierung der Contracting-Projekte nach Referenzstrom- preisen und Anzahl der Stromkunden 16 Betrachtet werden nur Laufzeitprodukte mit festen Preisen nach Auswertung einer Stutt- garter Postleitzahl. Es ist nicht ausgeschlossen, dass die Tarife an anderen Standorten von den hier genannten Werten abweichen. Die genannten Werte beinhalten die gesetz- liche Mwst. Vgl. hierzu (EnBW Energie Baden-Württemberg AG, 2013). 17 Abhängig von der Personenzahl in den Haushalten beträgt der Stromverbrauch durch- schnittlich zwischen ca. 1.900 bis 6.100 kWh/Jahr. (Frondel, et al., 2011). Referenzstrompreise Industrie 15,90 €-Cent/kWh Gewerbe 26,16 - 31,39 €-Cent/kWh Private Haushalte 27,64 €-Cent/kWh Anzahl der Stromkunden Ein-Kunden-Fall Eigentümer = Stromkunde Mehr-Kunden-Fall 1) Eigentümer = Auftraggeber, ggf. auch Stromkunde 2) Stromkunden = Mieter 1,2,3, ... (i.d.R. mehrere)
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 34 Die Charakterisierung der bestehenden Strompreissegmente ist für die spä- tere Preis- und Umsatzkalkulation unter Berücksichtigung von Opportunitäts- kosten der Contracting-Nehmer von Bedeutung. Demgegenüber hat jede kostenseitige Bewertung der Contracting-Modelle eine Kundensegmentie- rung nach Anzahl der versorgten Stromkunden zu berücksichtigen, da diese Zählerinfrastruktur und Abrechnungsaufwand beeinflusst.18 Im einfachsten Fall ist der Eigentümer der Immobilie der einzige Stromverbraucher. Der Contractor sieht sich sowohl bei der Beauftragung wie bei der Lieferung und Abrechnung des Stroms einer einzigen Person gegenüber, weshalb diese Konstellation entsprechend als „Ein-Kunden-Fall“ bezeichnet werden kann. Demgegenüber ist auch die Konstellation eines „Mehr-Kunden-Falls“ mög- lich, d.h. im Unterschied zum Ein-Kunden-Fall versorgt der Contractor meh- rere Stromkunden in einer Liegenschaft. Dies ist bspw. im Bereich der Woh- nungswirtschaft vorstellbar, wenn ein Unternehmen als Eigentümer einer Immobilie ein PV-Contracting für ihr Objekt abschließt und dem Contractor die vertragliche Sicherheit gewährt, die Anlage über die Laufzeit hinweg auf dem Dach des Gebäudes betreiben zu dürfen. Potentieller Stromkunde wäre in diesem Fall nicht nur der Auftraggeber und Eigentümer der Immobilie selbst, sondern alle privaten oder gewerblichen Mieter in dem Gebäude. Der Contractor leistet folglich eine Energiedienstleistung gegenüber allen Partei- en, insofern diese die Dienstleistung in Anspruch nehmen. Wird hierbei von der Stromversorgung der Kunden durch den Contractor ge- sprochen, ist stets zu spezifizieren, ob es sich um eine Voll- oder Teilversor- gung handelt. Dies liegt an der Tatsache, dass die Menge an produziertem PV-Strom von der aktuellen Sonneneinstrahlung abhäng ist und daher nicht an das Lastprofil der Stromkunden, d.h. dem tageszeitspezifischen Strom- verbrauch, angepasst werden kann. Für die Dauer des Betriebs einer PV- Anlage sind somit zwei Konstellationen voneinander zu unterscheiden19 : 18 Nähere Erläuterungen zu den Unterschieden im Zähleraufbau findet sich im Kapitel 3.6. 19 Theoretisch existiert eine dritte Konstellation für den Fall, dass der Stromverbrauch exakt mit dem durch die PV-Anlage produzierten Strom übereinstimmt. In dieser Situation wür- de weder PV-Strom ins Netz eingespeist, noch zusätzlicher Strom aus dem Netz bezo- gen. Da dieser Fall allerdings vorwiegend theoretischer Natur ist, bzw. nur einer Mo- mentaufnahme entspricht wird er in diesem Zusammenhang nicht weiter berücksichtigt.
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 35 1. Produzierter PV-Strom ist größer als der Stromverbrauch der Cont- racting Kunden 2. Produzierter PV-Strom ist kleiner als der Stromverbrauch der Cont- racting Kunden Im ersten Fall erzeugt die Anlage mehr Strom als im Rahmen des Contrac- ting-Modells abgesetzt werden kann. Wenn kein dezentraler Stromspeicher existiert, wird der überschüssige Anteil in das Stromnetz eingespeist. Die Vergütung erfolgt gemäß § 20b Abs. 10 EEG nach den im Bundesanzeiger veröffentlichten Sätzen zugunsten des Contractors. Produziert die PV-Anlage hingegen im zweiten Fall weniger Strom, als vom Kunden benötigt wird, muss die über die Teilversorgung der PV-Anlage hinausgehende Menge an Strom aus dem Netz bezogen werden. Dies erfolgt entweder über einen se- paraten Stromliefervertrag, den der Kunde parallel zum Contracting mit ei- nem EVU (Energieversorgungsunternehmen) seiner Wahl schließt, oder aber der Contractor bietet dem Kunden eine Vollversorgung an, indem er den feh- lenden Strom, sogenannten Zusatz- und Reservestrom, aus dem Netz zu- kauft (Legler, et al., 2013). In diesem Fall schließt der Contractor zur Erfül- lung seiner Vollversorgungspflicht einen Stromliefervertrag mit einem ande- ren EVU, der die Differenz zwischen Kundenverbrauch und PV-Erzeugung liefert (Hack, 2012). Für den Kunden hat dies den Vorteil, dass er keine zwei, sondern wie bisher lediglich einen Vertrag für seine Strombezug abschließen muss. Abbildung 9 stellt die erläuterten Rechtsverhältnisse für ein PV- Contracting mit Vollversorgung im Überblick dar. Neben dem Einspeisevertrag mit dem Netzbetreiber und dem Liefervertrag zur Bereitstellung von Zusatz- und Reservestrom mit einem anderen EVU stellt die vertragliche Regelung zwischen dem Contractor und dem Contrac- ting-Nehmer, bzw. den einzelnen Stromkunden, das wichtigste vertragliche Gestaltungselement eines PV-Contractings dar. Im Fall des Mehr-Kunden-Modells bedarf es für die Belieferung jedes Kunden jeweils einen Stromliefervertrag und zusätzlich einem Contracting-Vertrag für die vertraglichen Regelungen zwischen Contracting-Nehmer und Contractor. Im Ein-Kunden-Modell kann hingegen sowohl die Stromlieferung als auch die Bereitstellung der Dachfläche in Verbindung mit der PV-Anlage in einem ein- zigen Dokument, dem sogenannten Energiedienstleistungsvertrag, geregelt
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 36 werden. Die organisatorische Ausgestaltung der wichtigsten Bestandteile eines PV-Contractings mit einem Energiedienstleistungsvertrag wird in den folgenden Unterkapiteln behandelt. Abbildung 9: Relevante Rechtsverhältnisse bei PV-Contracting mit Vollver- sorgung (Legler, et al., 2013) 3.2 Allgemeine Bestimmungen und Rechtsnatur von Energiedienstleistungsverträgen Der Betrieb dezentraler Stromerzeugungsanlagen -und somit auch ein mögli- ches PV-Contracting- wird juristisch als Betrieb einer dezentralen Kundenan- lage bewertet und nicht wie grundsätzlich vorstellbar als dezentrales Strom- netz. Dies ist in der praktischen Umsetzung von erheblicher Bedeutung, da hierdurch weitreichende Pflichten zur Regulierung, Meldung und Überwa- chung entfallen (Legler, et al., 2013). Maßgeblich für diese Interpretation ist ein gesetzlicher Kriterienkatalog, der die Anzahl der angeschlossenen End- verbraucher, die geographische Ausdehnung, die Menge durch geleiteter Energie, sowie sonstige Kriterien zur Bewertung vorgibt (§ 3 Nr. 24a EnWG). Da einzelne dezentrale Energieerzeugungsanlagen im Sinne eines Energie- liefer-Contractings im Vergleich zum restlichen Strommarkt hinsichtlich die- ses Kriterienkatalogs als nicht signifikant angesehen werden, entfallen diese Netzpflichten auch für den PV-Contractor (§ 3 Nr. 16/18 EnWG).
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 37 Darüber hinaus sind die hier verwendeten Vertragsbegrifflichkeiten rechtlich mit keinen weiteren Ansprüchen verbunden. Alternativ zu den Begriffen, wie Stromliefervertrag, Contracting-Vertrag, bzw. Energiedienstleistungsvertrag sind daher auch andere Bezeichnungen möglich. Wie bei der Bezeichnung der Contracting-Modelle führt dies dazu, dass nicht die Bezeichnung des Vertrags, sondern allein dessen inhaltliche Ausgestaltung die Rechte und Pflichten der Vertragsparteien festlegt (Hack, 2012). Juristisch handelt es sich bei den Energiedienstleistungsverträgen um „Kauf- verträge oder gemischte Verträge mit kauf-, werk- und dienstvertraglichen Elementen“ (Hack, 2012, S. 13). Verstößt der Inhalt nicht gegen gesetzliche Verbote, kann durch einen derartigen Vertrag ein Schuldverhältnis beliebigen Inhalts begründet werden (§ 311 Abs. 1 BGB). Die vielen unterschiedlichen Contracting-Modelle indizieren, dass kein einheitliches Modell für einen sol- chen Energiedienstleistungsvertrag existiert (de Wyl, et al., 2003). Daraus folgt unmittelbar, dass der Energiedienstleistungsvertrag zur Stromlieferung unter Beachtung einiger weniger gesetzlicher Verordnungen und Richtlinien ein durch die Geschäftspartner frei zu gestaltendes Vertragswerk darstellt (§ 311 Abs. 1 BGB).20 Aufgrund dieses Gestaltungsspielraums sind die Leistun- gen und Pflichten zur Schaffung von Rechtssicherheit aller Beteiligten, sorg- fältig vertraglich zu regeln sind. 3.3 Liefer- und Leistungspflichten des Contractors Die Hauptpflicht des Contractors besteht in der Bereitstellung des Stroms aus der PV-Erzeugung und den notwendigen Zusatz- und Reservestromkontingenten.21 Da die Sonnenstrahlung als Primärenergieträger zur Erzeugung von PV-Strom täglichen, jahreszeitlichen und sogar jährlichen Schwankungen unterliegt (Watter, 2011), ist es unmöglich den Umfang der PV-Strommenge exakt festzuschreiben. Damit 20 Bei der Stromlieferung an Haushaltskunden sind Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie (EltRL), sowie § 41 des Energiewirtschaftgesetzes (EnWG) zu beachten, zudem ist die Stromgrundversorgungsverordnung (StromGVV) und die Niederspannungsanschlussver- ordnung (NAV) von praktischer Bedeutung (Hack, 2012). 21 Vor dem Hintergrund einer umfassenden Betrachtung des PV-Contractings wird im Fol- genden von einer Vollversorgung inkl. der Lieferung von Zusatz- und Reservestrom aus- gegangen.
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 38 dennoch der vornehmliche Zweck des PV-Contractings, nämlich die Lieferung von dezentral erzeugtem PV-Strom, auch in den Leistungspflichten des Contractors Berücksichtigung findet, kann ggf. eine langfristige Mindestmenge an PV-Strom vereinbart werden, die die zugrundeliegende Anlage auch in strahlungsärmeren Jahren erreichen soillte. Der Contractor sollte dies beurteilen können, da er auf Basis seiner Fachexpertise mögliche Objekte vor Abschluss der Verträge ohnehin evaluieren und hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit einer PV-Stromerzeugung einschätzen muss. Da die Konditionen und der Umfang aller Leistungspflichten vom jeweiligen Objekt abhängen und zudem Gegenstand einer individuellen Verhandlung zwischen Contractor und Contracting-Nehmer sind, soll an dieser Stelle lediglich ein Überlick zu den wesentlichen Regelungspunkten gegeben werden. Auf Basis des § 5 AVBFernwärmeV und einer Auflistung von Hack ist eine Regelung forlgender Sachverhalte erforderlich (Hack, 2012): Art der zu liefernden Energie Anschlussleistung und voraussichtliche Jahresarbeit Weitere Details zur Stromlieferung, ggf. Spezifizierung zum Mindestumfang an dezentral erzeugtem PV-Strom Lieferort Lieferzeitraum Zulässige Unterbrechungen der Versorgung (höhere Gewalt und andere Störungen durch Dritte; ggf. bestimmte Anlagenrisiken; betriebsnotwendige Arbeiten an der Anlage); besondere Anforderungen an die Versorgungssicherheit Anlagengrenze: Abgrenzung der Anlage des Energiedienstleisters von der Kundenanlage, insbesondere bei abweichender Liefergrenze Übernahme sonstiger Arbeiten/Aufgaben durch den Energiedienstleister Wie in der obigen Auflistung bereits angedeutet, umfasst eine hinreichende Beschreibung der Liefer- und Leistungspflichten nicht nur ihre Spezifizierung nach Ort, Zeit und Sache, sondern auch die Ausführung, unter welchen Be- dingungen diese gelten, bzw. nicht gelten. Andernfalls besteht das Risiko, dass sich der Contractor gegenüber dem Kunden nach §280 Abs. 1 BGB schadensersatzpflichtig macht, falls es während der Betriebsführung zu einer
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 39 Leistungsstörung kommt, auch wenn er die Störung nicht direkt zu vertreten hat. Zu Gunsten gegenseitiger Transparenz ist im Interesse beider Vertrags- parteien daher vertraglich zu vereinbaren, für welche Fälle eine Leistungs- pflicht gilt und unter welchen Umständen diese außer Kraft gesetzt wird. Eine mögliche Quelle für Leistungsstörungen der PV-Stromproduktion sind Auswirkungen externer Ereignisse wie Sturm, Feuer, Überspannung, die zu einer Beschädigung und einem Ausfall der PV-Anlage führen können. Durch den Abschluss einer gängigen Allgefahrenversicherung können diese Fälle allerdings versichert und über den Strompreis auf den Kunden umlegt wer- den. Die Versicherung entschädigt in diesem Fall nicht nur die Reparatur der defekten Teile, sondern übernimmt auch die Ertragseinbußen während der Schaden verursachten Ausfalldauer (Seltmann, 2011). Ist ein Anlagenausfall jedoch nicht auf äußere Einwirkungen, sondern auf das Bauteil selbst zurückzuführen, entfällt auch der Anspruch auf eine Ausfallent- schädigung. Der Ausfall eines PV-Moduls während des Contractings ist auf- grund ihrer Lebenserwartung von mehr als 20 Jahren eher unwahrscheinlich. Demgegenüber ist davon auszugehen, dass die eingebauten Wechselrichter während der Betriebszeit ausfallen und zu ersetzen sind (Seltmann, 2011). Um eine Schadensersatzpflicht gegenüber dem Contractor auszuschließen, sind diese Fälle vollständig oder auch nur im beschränkten Maße von der Leistungspflicht auszunehmen. Vorstellbar ist bspw. ein an der zu erwarten- den Wiederbeschaffungszeit der einzelnen Anlagenkomponenten orientierter Reaktionszeitraum, innerhalb dessen Verlauf der Contractor die Leistungs- störung nicht zu vertreten hat. Ebenso sollte die Leistungspflicht des Cont- ractors dann außer Kraft gesetzt werden, wenn Arbeiten zur Wartung und Instandhaltung eine kurzzeitige Abschaltung der Anlage erfordern, da dies notwendiger Bestandteil der Betriebsführung, sowie Basis einer effizienten und störungsarmen Stromproduktion der Anlage ist. Bei Leistungsstörungen, die in den unmittelbaren Verantwortungsbereich des Contractors fallen (bspw. Planungs-, Installations- oder Betriebsfehler), ist eine Ausnahme von der Schadensersatzpflicht gegenüber dem Kunden kaum zu vertreten, jedoch gilt auch hier die Vertragsfreiheit, sodass die Ver- tragsparteien individuelle Lösungen vereinbaren können (Hack, 2012).
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 40 Anders als bei etablierten Contracting-Modellen der Wärmeenergieversor- gung ist eine Versorgung der Kunden auch bei einer Störung der dezentralen Energieerzeugungsanlage über den vorhandenen Netzanschluss jederzeit gegeben. Dies hat zur Folge, dass im Wesentlichen der Contractor aufgrund der entgangenen Umsätze die Folgen einer Leistungsstörung der Anlage trägt, während der Kunde in seinem Verbrauchsverhalten nicht eingeschränkt wird. Der Contractor hat somit stets das Interesse, eine möglichst hohe Anla- genverfügbarkeit sicherzustellen. Abhängig von den jeweiligen Preisstruktu- ren entstünde für den Kunden überhaupt nur in dem Maße ein wirtschaftli- cher Schaden, wie er den PV-Strom günstiger bezieht als den Zusatz- und Reservestrom. 3.4 Abnahmepflicht von Kunden und Netzbetreibern Die Abnahmepflicht des Kunden bildet das Pendant zu den Liefer- und Leis- tungspflichten des Contractors. Dieser verpflichtet sich nur dann in die Ener- gieerzeugungsanlage zu investieren, wenn der Absatz der produzierten Energie sichergestellt ist. Der langfristig abgesicherte Verkauf der Energie garantiert die Amortisation seiner Investition. Im Gegensatz zu konventionel- len Contracting-Modellen aus der Wärmeenergieversorgung ist der Contrac- tor im Rahmen des PV-Contracting bei seinem Absatz nicht ausschließlich an den Kunden gebunden (Meinefeld, 2004). Eine weitere Option zum Absatz des erzeugten PV-Stroms besteht in der Einspeisung in das öffentliche Netz. Durch die seit Einführung des EEGs am 1. April 2000 geltende Einspeiseregelung, ist der Netzbetreiber verpflichtet, Strom aus erneuerbaren Energiequellen über eine Dauer von 20 Jahren zu einem festgelegten Satz pro kWh zu vergüten (Bundesumweltministerium, 2000). Seit der jüngsten Novellierung des EGGs wurde diese Regelung je- doch eingeschränkt. Bei einer installierten Anlagenleistung zwischen 10 kWp und 1000 kWp gelten die Einspeisetarife für maximal 90% der jährlich produ- zierten Energie , während die restliche Strommenge von den Netzbetreibern nicht vergütet wird (BGBl. 2012, Teil I, Nr. 38, S. 1754). Für den Erlös von Verkaufspreisen ist der Contractor gezwungen, mindestens 10% seiner Pro- duktion dezentral an einen Kunden zu verkaufen.
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 41 Die Stromabnahme des Kunden ist daher für den wirtschaftlichen Betrieb der PV-Anlage nach wie vor erforderlich. Ein Vergleich der vom EEG garantier- ten Vergütungssätze und den Endkundenpreisen der Verbraucher zeigt zu- dem, dass der Contractor mit dem Verkauf an den Kunden vermeintlich hö- here Preise erzielen kann. Abbildung 10 illustriert, dass bspw. im Jahr 2013 der zuvor errechnete Referenzstrompreis privater Haushalte 74% höher liegt als der ab ersten April 2013 geltende EEG-Vergütungssatz für bis zu 10- kWp-Anlagen (Bundesnetzagentur, 2013). Für den Contractor ist es daher vorteilhaft, möglichst viel Strom dezentral an den Kunden zu verkaufen, auch wenn von den hier abgebildeten Referenzstrompreisen noch Umlagen und Steuern abzuführen sind.22 Abbildung 10: Vergleich der EEG-Einspeisevergütung und den Referenz- strompreisen der Kundensegmente Die Einspeisung in das öffentliche Stromnetz auf Basis des EEGs ist für den Contractor vor diesem Hintergrund lediglich die zweitbeste Alternative. Gleichzeitig bildet sie aber die Basis für die Wirtschaftlichkeit des gesamten Modells, da überschüssiger PV-Strom keinen Umsatzausfall für den Contrac- tor nach sich zieht, sondern im Rahmen der Einspeisetarife garantiert vergü- 22 Eine detailliertere Aufschlüsselung nach Art und Umfang der gesetzlich vorgeschriebe- nen Steuern und Umlagen beim Verkauf von dezentral erzeugtem PV-Strom an Endkun- den erfolgt im Kapitel zur Preiskalkulation.
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 42 tet wird. Dabei unterscheidet die Existenz von zwei unterschiedlichen Ab- satzkanälen das PV-Contracting grundsätzlich von Energieliefer-Contracting- Modellen der Wärmeversorgung, bei der der Absatz der produzierten Energie in der Regel lediglich über die direkte Versorgung der Kunden erfolgt (Knott, 1997; Hennicke, et al., 1996). Während die Umsätze im Falle der Netzeinspeisung durch die Regelungen des EEGs langfristig garantiert sind, ist der Contractor daran interessiert auch die Abnahme durch die Kunden langfristig sicherzustellen. Dies ist ins- besondere von Bedeutung, wenn die Wirtschaftlichkeit des gesamten Ener- gieliefer-Contracting von den attraktiven Kundenumsätzen abhängt. Rechtlich betrachtet ist der Kunde nach § 4 StromGVV durch den Abschluss eines Stromliefervertrags verpflichtet, seinen gesamten Elektrizitätsbedarf durch den Bezug beim Lieferanten zu decken. Gleichzeitig wird allerdings die Vertragslaufzeit im Sinne einer freien Versorgerwahl nach § 309 Nr. 9 BGB auf maximal 2 Jahre beschränkt. Außerdem wird dem Kunden eine Kündi- gungsfrist von 2 Wochen eingeräumt (§ 20 Abs. 1 StromGVV). Eine langfris- tige Planungsgrundlange mit festen Kundenumsätzen, die für den Contractor die Investition in eine PV-Anlage rechtfertigen würde, ist auf dieser Basis nicht gegeben. Eine längere Vertragslaufzeit ist grundsätzlich möglich, muss jedoch über eine Individualabrede im Sinne des § 305 b BGB vereinbart wer- den. Eine andere Rechtsfolge ergibt sich bei einer langfristigen Absicherung der Abnahmepflicht in Form einer Dienstbarkeit. Im Unterschied zu den zuvor diskutierten vertraglichen Regelungen wird die Abnahmepflicht in diesem Fall nicht mit einer Person, sondern dem Grundstück verknüpft, auf dem die An- lage errichtet wird. Dies hat den Vorteil, dass bei einem Eigentümerwechsel die Abnahmeverpflichtung bzgl. des produzierten PV-Stroms automatisch auf den neuen Eigentümer übertragen werden kann. Die rechtliche Definition der sogenannten "beschränkten persönlichen Dienstbarkeit"23 lautet wie folgt: 23 Von der beschränkten persönlichen Dienstbarkeit wird die Grunddienstbarkeit nach § 1018 unterschieden, die die Belastung eines Grundstücks gegenüber einem anderen re- gelt. In diesem Fall wird hingegen davon ausgegangen, dass die PV-Anlage direkt auf dem Dach des Gebäudes und somit direkt auf dem Grundstück des Contracting-Nehmers installiert wird. Die Grunddienstbarkeit findet daher keine direkte Anwendung.
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 43 „Ein Grundstück kann in der Weise belastet werden, dass derjenige, zu des- sen Gunsten die Belastung erfolgt, berechtigt ist das Grundstück in einzelnen Beziehungen zu benutzen, oder dass ihm eine sonstige Befugnis zusteht, die den Inhalt einer Grunddienstbarkeit bilden kann“ (§ 1090 BGB) In der praktischen Anwendung folgt hieraus, dass die Befugnisse des Eigen- tümers durch die Eintragung einer Dienstbarkeit auf verschiedene Arten ein- geschränkt werden können. Im Sinne des PV-Contractings kann dem Eigen- tümer untersagt werden, eigene Stromerzeugungsanlagen auf dem Grund- stück zu errichten oder Strom von anderen als dem PV-Contractor zu bezie- hen (Hack, 2012). Im Ergebnis bedeutet dies, dass der Eigentümer des Grundstücks verpflichtet ist, seinen Strombedarf über den PV-Contractor zu decken. Die Dienstbarkeit wird durch die Eintragung in das Grundbuch wirk- sam und hat dauerhaften Bestand, wenn sie nicht durch Angabe eines Aus- laufdatums befristet wird (Ahrens, 2007). Der PV-Contractor vermag somit, seine Alleinstellung als Versorger langfristig zu sichern. Die langfristige Abnahmepflicht über die Eintragung einer Dienstbarkeit bin- det allerdings nur den Eigentümer und nicht die andere Stromkunden im Ge- bäude. Für die Stromkunden im Mehr-Kunden-Fall bedeutet dies, dass sie unverändert über die relativ kurze gesetzlichen Vertragslaufzeiten und Kün- digungsfristen im Sinne BGB und StromGVV verfügen (Legler, et al., 2013). Für eine Bindung dieser Kunden ist daher ein langfristig wettbewerbsfähiges Preismodell notwendig. 3.5 Eigentum und Zutritt zur Anlage Wesentliches Charakteristikum des hier beschriebenen Energieliefer- Contracting ist die Übernahme von Planung, Investition und Betriebsführung der PV-Anlage durch den Contractor, der zugleich auch Eigentümer der PV- Anlage ist. Diese besitzrechtliche Verteilung dient dem Zweck des gesamten Modells, den Kunden von möglichst allen Risiken und Pflichten der Energie- bereitstellung zu befreien, insbesondere auch den mit dem Besitz und Be- trieb der Energieerzeugungsanlage verbundenen. Darüber hinaus ist der Contractor für die Umsetzung des Contractings auch darauf angewiesen, über das alleinige Eigentum an der Anlage zu verfügen, um diese für die Fi-
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 44 nanzierung24 der Investition als Sicherungsmittel hinterlegen zu können (Drukarczyk, 2003). Aufgrund der festen Installation der PV-Anlage auf dem Grundstück des Contracting-Nehmers ist die rechtlich eindeutige Regelung der Eigentums- verhältnisse der Anlage nicht trivial und bedarf einer besonderen, Betrach- tung. Nach deutscher Rechtsprechung gehen bewegliche Sachen, welche zu einem wesentlichen Bestandteil eines Gebäudes werden, automatisch in das Eigentum ihres Besitzer über (§ 946 BGB). Das Eigentumsrecht des bisheri- gen Eigentümers an der mit dem Gebäude verbunden Sache erlischt unwei- gerlich und endgültig, unabhängig von der Motivation der handelnden Akteu- re (Hack, 2012). Diesbezüglich deutet die bisherige Rechtsprechung darauf hin, dass auch Energieerzeugungsanlagen von Gebäuden im Sinne des § 94 Abs. 2 BGB als wesentlicher Bestandteil des Gebäudes gesehen werden.25 Dies hätte zur Folge, dass der Contractor sein Eigentum an der PV-Anlage unweigerlich verliert, sobald diese auf dem Dach installiert ist (Hack, 2012). Eine Möglichkeit für die Wahrung des Anlageneingentums zugunsten des Contractors ergibt sich über die Regelung zum Scheinbestandteil in § 95 Abs. 1 S. 1 BGB. Demnach bleiben die Eigentumsverhältnisse unverändert, wenn eindeutig geregelt ist, dass die PV-Anlage nur zu einem vorüberge- henden Zweck auf dem Dach installiert und nach Beendigung der Energie- dienstleistung wieder demontiert wird. Sie gilt dann rechtlich als sogenannter "Scheinbestandteil" des Gebäudes. Dies setzt allerdings voraus, dass die Lebensdauer der Anlage die Laufzeit der Energiedienstleistung übersteigt und der Vertrag weder eine Absicht noch ein Wahlrecht zur Übernahme der Anlage durch den Eigentümer nach Vertragsende vorsieht (Hack, 2012). Beide Aspekte führen unabhängig voneinander zu einer Unwirksamkeit der Scheinbestandteilsabrede.26 Ein vorübergehender Zweck im Sinne des 24 An dieser Stelle wird davon ausgegangen, dass der Contractor die Anlage teilweise oder vollständig aus Fremdkapitalmitteln finanziert. Bei einer vollständigen Eigenkapitalfinan- zierung sind keine Sicherheiten zu hinterlegen (Drukarczyk, 2003). 25 Vgl. hierzu OLG Rostock, Urt. v. 15.01.2004 – 7 U 91/02, Rn. 11, CuR 2004, 145-148. 26 Bzgl. der Übernahme der Anlage durch den Kunden im Zsh. mit der Interpretation als Scheinbestandteil vgl. bspw. folgende Urteile: BGH, Urt. v. 20.05.1988 – V ZR 269/86, NJW 1988, 2789, 2790 = BGHZ 104, 298,301; Urt. v. 04.07.1984 – VIII ZR 270/83, WM 1984, 1236, 1237; etc. Bzgl. der Lebensdauer der Anlage im Zsh. mit der Interpretation
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 45 Scheinbestandteils wird rechtlich auch vermutet, wenn der Contractor die benötigte Dachfläche mietet oder pachtet. Hierzu führt der Bundesgerichtshof aus: „Verbindet der Mieter, Pächter oder ein in ähnlicher Weise schuldrecht- lich Berechtigter Sachen mit dem Grund und Boden, so spricht nach festste- hender Rechtsprechung regelmäßig eine Vermutung dafür, dass dies nur im seinem Interesse für die Dauer des Vertragsverhältnisses und damit zu ei- nem vorübergehenden Zweck geschieht“ (BGH, Urt. v. 31.10.1986 – VZR 168/85, NJW 1987, 774). Die dritte Methode, das Eigentum an der PV-Anlage auch während des Betriebs zu sichern, besteht in der bereits zuvor erwähnten beschränkten persönlichen Dienstbarkeit. Ähnlich wie bei Miete oder Pacht geht die Anlage rechtlich nicht in das Eigentum des Gebäudeeigentümers über, wenn die In- stallation und der Betrieb in Ausübung einer eingetragenen Dienstbarkeit er- folgt (§ 95 Abs. 1 S. 2). Da die Eintragung der Dienstbarkeit zur Absicherung der Abnahmepflicht ohnehin empfehlenswert ist, folgt hieraus kein nennens- werter Mehraufwand für die Beteiligten. Im Gegensatz zu den Bestimmungen zum Scheinbestandteil (§ 95 Abs. 1 S.1 BGB) hat in diesem Fall das Eigen- tumsrecht des Contractors auch dann Bestand, wenn dem Kunden eine Op- tion zur Übernahme der Anlage nach Vertragsende eingeräumt wird.27 Dies ist für beide Seiten vorteilhaft, da der Kunde die Anlage zur eigenen Strom- produktion weiter nutzen kann und der Contractor die Kosten für ihre Demon- tage und Entsorgung spart. Zur vollumfänglichen Erfüllung seiner Leistungspflichten ist das Eigentums- recht des Contractors über die PV-Anlage allerdings nicht ausreichend, denn hierzu benötigt der Contractor zudem ein Zugangsrecht zu den Anlagenteilen von dem Eigentümer des Grundstücks, bzw. Gebäudes, um regelmäßige Tätigkeiten wie Instandhaltung und Wartung durchführen zu können. Auf- grund der bereits diskutierten Vorteile eines Eigentümerwechsels wird dies im gegenseitigen Einverständnis sinnvollerweise ebenfalls über die Eintra- gung einer beschränkten persönlichen Dienstbarkeit garantiert (§ 1090 BGB). als Scheinbestandteil vgl. bspw. folgendes Urteil: OLG Köln, Urt. v. 13.05.1961, NJW 1961, 461, 462. 27 Vgl. hierzu bspw. OLG Düsseldorf, Urt. v. 23.04.2007 – 9 U 73/06, Rn. 38 CuR 2007, 66- 70.
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 46 3.6 Umsetzungsphasen und Anlageninfrastruktur Der Ablauf eines Energieliefer-Contractings kann in unterschiedliche, stan- dardisierte Prozessfolgeschritte unterteilt werden (Meinefeld, 2004; Hack, 2012). Jedes Contractings beginnt mit der Phase der Projektierung. Unter Berück- sichtigung der örtlichen Charakteristika plant der Contractor die entspre- chende PV-Anlage und erstellt ein Gesamtkonzept. Abhängig von der Art der Auftragsanbahnung ist eine Zweiteilung der Projektierungsphase vorstellbar, bspw. wenn im Zuge einer allgemeinen Projektausschreibung andere Cont- racting-Unternehmen ausgestochen werden, eine detaillierte Projektierung aber erst nach der Auftragsvergabe erfolgen soll. Nach Abschluss der Projektierung erfolgt die Realisierung, die sowohl die Beschaffung der Anlage wie die Installation und die Inbetriebnahme am Ein- satzort umfasst. Beide Phasen nehmen nur einen kleinen zeitlichen Teil des gesamten Contracting-Projekts in Anspruch, sind aber dennoch für den Er- folg der Gesamtmaßnahme maßgeblich, da in dieser Phase die Basis einer erfolgreichen Betriebsführung gelegt wird. Abbildung 11: Überblick zu den Umsetzungsphasen von PV-Contracting- Modellen Die Betriebsführung bildet mit Abstand die längste Phase des Contractings und ist zugleich Kernbestandteil im Sinne der vereinbarten Leistungspflich- ten. Durch den Betrieb der Anlage und die Ausführung begleitender Tätigkei- ten wie Wartung und Instandhaltung erfüllt der Contractor seine vertragliche Pflicht zur Lieferung von Strom aus der PV-Anlage. Im Gegensatz zu fossil- konventionellen Contracting-Arten entfällt hierbei die Brennstoffbeschaffung durch den Contractor, da Sonnenenergie als Primärenergieträger genutzt
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 47 wird. Ist allerdings eine Vollversorgung mit den Kunden vereinbart, verbleibt der Contractor in der Pflicht, Zusatz- und Reservestrommengen zu stellen. Das Ende des PV-Contractings markiert die Auslaufphase. Nach Erfül- lung der vertraglich vereinbarten Dauer der Strombereitstellung stellt der Contractor entweder den ordnungsgemäßen Rückbau und die Entsorgung der Anlage sicher, oder er verkauft sie zur weiteren Nutzung an den Eigen- tümer. Abbildung 12: Übersicht zu den Anlagenkomponenten eines PV-Contractings Die Bestandteile einer PV-Anlage unterscheiden sich im Contracting-Fall nicht wesentlich von dem konventionellen, eigentümerfinanzierten Betrieb. Die gundlegende Struktur der einzelnen Anlagenteile ist in Abbildung 12 dargestellt. Kernbestandteil der Anlage sind die auf der Dachfläche installierten PV-Module.. Über eine Verkabelung wird der produzierte Gleichstrom (DC) an einen Wechselrichter geleitet, der die Umwandlung in für den Gebrauch im Haushaltsstromnetz üblichen Wechselstrom (AC) übernimmt (Wesselak, et al., 2012). Da eine permanente Überprüfung der Funktionsfähigkeit der Anlage unmöglich ist, besteht das Risiko, dass Anlagenausfälle oder –störungen längere Ertragsausfälle verursachen. Zu deren Vermeidung und zur Ermöglichung einer kurzfristige Reaktion des Contractors, muss daher zudem eine Lösung zur Anlagenfernüberwachung installiert werden. Wie bei Großanlagen bereits ohnehin üblich (Seltmann,
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 48 2011) wird hierfür der Anlagenertrag mittels internetbasierter Kontrollsysteme -sogenannter "Datenlogger" anhand aktueller Wetterdaten plausibilisiert. Weichen die erwarteten Erträge über eine gewisse Dauer signifikant von denen der Anlage ab, wird der Contractor per E-Mail, Fax oder SMS informiert (Seltmann, 2011). Letzter verbliebener Bestandteil der Anlage sind die für die Abrechnung der produzierten und gelieferten Strommengen wesentlichnen Stromzähler. Die Art und der Aufbau von den verwendeten Zählern ist abhängig von der Anzahl der bedienten Kunden. Im Ein-Kunden-Fall werden insgesamt zwei unterschiedliche Zähler benötigt. Ein sogenannter "Erzeugungszähler" erfasst den von der PV-Anlage erzeugten Solarstrom, der andere die Strommenge, die an das allgemeine Stromnetz abgegeben, bzw. von diesem bezogen wird. Im Gegensatz zum Erzeugungszähler wird hierbei ein Stromfluss in zwei Richtungen aufgezeichnet, was den Einsatz eines sogenannten "Zweirichtungszählers" erfordert (Wesselak, et al., 2012). Der Zweirichtungszähler wird mitunter auch als Summenzähler bezeichnet (Hack, 2012) Der Begriff wird hier aufgrund seiner Missverständlichkeit allerdings vermieden, da die ordnungsgemäße Abrechnung gegenüber Kunden und Beispiel-Kalkulation: Ein-Kunden-Fall Folgende Zählerstände werden abgelesen: 1. Erzeugungszähler =100kWh 2. Zweirichtungszähler (Bezug) =25 kWh 3. Zweirichtungszähler (Einspeisung) =50 kWh Für die Abrechnung gegenüber dem Netzbetreiber können die Wer- te für den Bezug (2.) und die Einspeisung (3.) aus dem Netz direkt am Zweirichtungszähler abgelesen werden. Für die Abrechnung gegenüber dem Kunden ist der relevante Wert kalkulatorisch zu bestimmen. Dieser ergibt sich aus dem Strombezug aus dem Netz (25 kWh) zzgl. dem Strombezug aus der PV-Anlage: 25 kWh (siehe 2.) +100 kWh (siehe 1.) - 50 kWh (siehe 3.) = 75 kWh
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 49 Netzbetreiber gerade keine Summierung von Bezug und Einspeisung erfordert. Es ist daher notwendig, den Zweirichtungszähler mit getrennten Zählwerken inkl. Rücklaufsperre auszustatten, um die eingespeiste und bezogene Strommenge unabhängig vonneinander ablesen zu können (Seltmann, 2011). Das angeführte Beispiel erläutert wie hierdurch alle notwendigen Abrechnungsmengen gegenüber dem Kunden und dem Netzbetreiber bestimmt werden können. Die erläuterte Zählerstruktur richtet sich, wie in Abbildung 13 schematisch dargestellt, nach den Vorgaben der Technischen Anschlussbedingungen aus dem Jahr 2007 und den hierzu veröffentlichten Ergänzungen aus dem Jahr 2010 des BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V). Als Reaktion auf die Novellierung des EEGs im Jahr 2009 hat dieser die erläuterte Zählerstruktur zur Umsetzung einer dezentralen PV-Stromnutzung veröffentlicht (BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V., 2010). Alternativ zum Einbau eines Zweirichtungszählers ist auch die Nutzung zweier einzelner Einrichtungszähler möglich. Dies hat den Vorteil, dass ein ohnehin schon standardmäßig vorhandener Strombezugszähler in Abstimmung mit dem Netzbetreiber weiter genutzt werden kann (ggf. anzumieten) und lediglich ein Einrichtungszähler für die Stromeinspeisung installiert werden muss (Seltmann, 2011).28 Im Mehr-Kunden-Fall ist der Aufbau messtechnisch komplexer, da sich der Verbrauch des einzelnen Kunden nicht mehr als kalkulatorischer Betrag aus den Werten des Erzeugungszähler und dem Zweirichtungszähler bestimmen lässt. Für jeden Letztverbraucher ist daher ein eigener Strombezugszähler (Einrichtungszähler) vorzuhalten. Die Unterschiede in den Zählerstrukturen zwischen der Belieferung von ein oder mehreren Kunden im Rahmen des PV-Contractings werden in Abbildung 13 einander schematisch gegenübergestellt: 28 Zum Zweck von offiziellen Abrechnungen sind nur geeichte Zähler zu verwenden. Bei elektromechanischen Zählern ist eine Eichung alle sechzehn Jahre vorgeschrieben, bei elektronischen Zählern alle 8 Jahre (Seltmann, 2011).
3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings 50 Abbildung 13: Überblick zur Zählerstruktur bei der Ein-Kunden-Versorgung (links) und Mehr-Kunden-Versorgung (rechts) Aufgrund der gesetzlich vorgeschriebenen freien Versorgerwahl werden nicht alle Anschlüsse einer Liegenschaft zwangsweise durch den Contractor beliefert (§ 20 Abs.1 StromGVV in Verbindung mit §309 Nr. 9a BGB; vgl. hierzu auch die Ausführungen der vorhergehenden Kapitel). Entscheiden sich einzelne Kunden für eine Strombelieferung durch einen herkömmlichen Versorger, schließt dies ein PV-Contracting für die restlichen Kunden der Liegenschaft nicht aus. Da -wie oben dargestellt- allerdings nur der Zweirichtungszähler des Contractors direkt mit dem Stromnetz verbunden ist, erfolgt eine Abrechnung in diesem Fall nach dem Konzept der „Virtuellen Zählpunkte“. Hierzu werden die Bezugszähler der Kunden mit externen Versorgern (bspw. Z4) gedanklich so betrachtet und abgerechnet, als wären sie direkt mit dem Netz verbunden (Verband der Netzbetreiber – VDN – e.V., 2006). Der aus dem Netz bezogene Zusatz- und Reservestrom des Contractors muss anschließend kalkulatorisch bestimmt werden und ergibt sich als Differenz zwischen dem Wert des Bezugszählers (Z2) und dem Wert des extern versorgten Bezugszählers (Z4) (Legler, et al., 2013).
4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 51 4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 4.1 Darstellung des Fallbeispiels Die Erzielung von Gewinn ist primäres Ziel unternehmerischen Handelns. Der Contractor beurteilt die Frage der Umsetzung eines Contracting- Projektes anhand seiner Wirtschaftlichkeit. Die organisatorische und vertrag- liche Vereinbarung der gegenseitigen Leistungspflichten der Vertragspartner bildet dabei die Basis für unterschiedliche Umsatz- und Kosteneinflüsse. Aufgrund der mannigfaltigen Gestaltungsmöglichkeiten eines PV- Contractings und den individuellen Gegebenheiten der jeweiligen Liegen- schaften ist eine allgemeine Aussage zur Wirtschaftlichkeit von PV- Contracting-Modellen unmöglich, eine Einzelfallprüfung bleibt in jedem Fall unerlässlich. Um dennoch einen Einblick in die Wirtschaftlichkeitsbewertung von PV- Contracting-Projekten zu geben, dient im Folgenden ein fiktives Fallbeispiel als Analyseobjekt. Anhand dessen werden die unterschiedlichen Kosten- und Umsatzgrößen dargestellt und bewertet. Darüber hinaus soll auf Grundlage des Beispiels auch eine die Sensitivität der einzelnen Einflussgrößen unter- sucht werden, um herauszuarbeiten welche Veränderungen der Annahmen die Wirtschaftlichkeit kritisch beeinflussen. Contracting-Nehmer soll hierbei ein Unternehmen aus dem Bereich der Wohnungswirtschaft sein, welches eine Liegenschaft mit 60 privaten Mietern besitzt und diesen über einen Contractor eine Stromvollversorgung auf Basis einer PV-Anlage anbieten möchte. Studien zeigen, das gerade im Bereich der Wohnungswirtschaft Contracting-Dienstleistungen ein beliebtes Mittel sind, um die Energieversorgung der Objekte sicherzustellen (BMVBS, BBSR, BBR, 2009). Im ersten Schritt der Betrachtung wird davon ausgegangen, dass alle Mieter einen Stromversorgungsvertrag mit dem Contractor ab- schließen. Die Kilowattstunde Strom wird den Kunden für 27,64 €-Cent (brut- to) angeboten und entspricht somit dem kalkulierten Referenzstrompreis in Deutschland im Jahr 2013 (siehe vorheriges Kapitel). Der Contractor über- nimmt die Planung, Finanzierung und Errichtung der PV-Anlage auf dem Dach der Liegenschaft und betreibt die Anlage wie bei der Mehrzahl der
4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 52 Contracting-Modellen üblich für eine Dauer von 15 Jahren (Clausnitzer, et al., 2011). Abbildung 14: Überblick Fallbeispiel Die Annahmen hinsichtlich der spezifischen Solarstrahlung, sowie der direkt hiervon abgeleiteten spezifischen Anlagenleistung bilden die Grundlage für die Kalkulation der Solarstromproduktion. „An typische Standorte in Deutsch- land treffen zwischen 1100 und 1300 kWh/m² pro Jahr auf eine optimal aus- gerichtete PV-Anlage, resultierend in einem Stromertrag von 900 und 1100 kWh/kWp“ (Kost, et al., 2012). Für die Berechnung im Rahmen des Fallbei- spiels wird eine mittlere Jahresstromproduktion für Deutschland von 1.000 Kilowatt pro Kilowatt-Peak zugrunde gelegt. Wie Abbildung 14 zu entnehmen ist, wird darüber hinaus davon ausgegan- gen, dass der Stromverbrauch der einzelnen Kunden dem durchschnittlichen Haushaltsstromverbrauch von 3.100 kWh/Jahr entspricht (Frondel, et al., 2011), sodass sich für das Betrachtungsbeispiel ein Gesamtstrombedarf von 186.000 kWh/Jahr für die Versorgung der Liegenschaft ergibt. In Anlehnung
4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 53 an Eigenverbrauchswerte von PV-Stromproduktionen bei typischen Lastkur- ven privater Haushaltskunden wird angenommen, dass durchschnittlich 30 Prozent des PV-Stroms direkt dezentral von den Haushaltskunden ver- braucht werden, während die übrigen 70 Prozent in das Stromnetz einge- speist werden (Binder, 2013). Für den Contractor bedeutet dies, dass er zur Vollversorgung der Haushalte ein Zusatz- und Reservestromkontingent von ca. 156.000 kWh/Jahr einkaufen muss, wobei diese Menge im Verlauf des Contractings aufgrund der Leistungsdegression der PV-Anlage um 1 Prozent je Jahr ansteigt. Zu Gunsten der Übersichtlichkeit wird in den folgenden Tabellen wie auch in der obigen Abbildung mit hochgestellten Ziffern auf die unterschiedlichen Quellen und Anmerkungen zu den Daten verwiesen. Die Legende hierzu bil- det die Aufstellung in Tabelle 9 im Anhang. 4.2 Investitions- und Kostenstruktur Tabelle 1: Überblick Anschaffungsinvestitionen Das aktuelle Preisniveau für den Bau und die Installation einer PV-Anlage ist heutzutage aufgrund vielfältiger Dokumentationen und regelmäßiger Veröf- fentlichungen in den Fachmedien weitgehend transparent. Die Investitions- kosten sind für kleine Anlagen bis zu einer Leistung von 10 kWp am höchs- ten, verringern sich aber mit zunehmender Anlagengröße. Für eine 100 kWp PV-Anlage ist Anfang 2013 ein Marktpreis von ca. 1.500 € je installiertem
4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 54 kWp zu zahlen (Photon, 2013; Ziegler, 2013).29 Dieser Satz beinhaltet alle anfänglichen Kosten, wie Planung, Beschaffung der Anlagenkomponenten, die Installation vor Ort, bis hin zur Inbetriebnahme der Anlage. Nicht in diesem Kalkulationssatz enthalten sind Maßnahmen, die vornehm- lich oder ausschließlich im Rahmen des Contractings zur Anwendung kom- men. Wie Tabelle 1 zeigt, werden diese separat aufgeführt und zu den Stan- dardkostensätzen addiert. Die gesamten Investitionskosten des Fallbeispiels, inklusive eines Datenloggers zur Anlagenfernüberwachung (Solare Datensysteme GmbH, 2012), sowie der Einrichtung eines Debitoren-, Ab- rechnungs- und Vertragsmanagements (Schneider, 2013) summieren sich somit auf 151.720 €. Tabelle 2: Überblick Finanzierungskosten Der marktübliche Zinssatz zur Finanzierung einer PV-Anlage liegt bei ca. 4,5 Prozent pro Jahr (Kost, et al., 2012). Aufgrund der unwesentlich höheren In- vestitionssumme für die Umsetzung eines PV-Contractings wird davon aus- gegangen, dass dieser Zinssatz auch für dieses Fallbeispiel Gültigkeit hat. Bei einer vollständigen Tilgung des Darlehens in konstanten jährlichen Raten führt dies zu einer jährlichen Tilgungszahlung von 10.115 €. Die Kosten für den gesamten Kapitaldienst im Sinne zahlungswirksamer Ausgaben errech- nen sich aus der jährlichen Tilgung zuzüglich der jährlichen Zinszahlung auf die verbliebene Restschuld.30 Tabelle 2 illustriert, wie sich die jährlichen Fi- nanzierungskosten sukzessive aufgrund der mit zunehmender Dauer sinken- den Restschuld verringern. Die Zahlungsreihen dieser wie auch der folgen- 29 Alle Kosten und Preise im Rahmen der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung sind Nettowerte, außer ein Wert wird explizit als Bruttowert gekennzeichnet. Eine steuerliche Betrachtung ist nicht Gegenstand dieser Analyse. 30 Vereinfachend wird von einer Tilgung am Jahresende ausgegangen. Die Restschuld ist damit unterjährig konstant und wird für jeweils ein Jahr zum gültigen Zinssatz verzinst.
4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 55 den Tabellen sind im Anhang für die gesamte 15-jährige Contracting-Dauer abgebildet. Ebenso wie die Anfangsinvestitionen können auch die Betriebskosten (auch laufende Kosten genannt) in Positionen unterteilt werden, die beim konventi- onellen eigentümerbasiertem Betrieb einer PV-Anlage entstehen und andere Positionen, die im Rahmen des Contractings zusätzlich anfallen. Die Kosten für den konventionellen Betrieb der Anlage werden vom Fraunhofer Instituts auf 30 € pro kWp und Jahr geschätzt. Dieser Kostensatz umfasst sämtliche Ausgaben für Wartung, Instandhaltung, Reinigung, Versicherung, sowie Rücklagen für den einmaligen Austausch der Wechselrichter während der 15-jährigen Betriebsdauer (Kost, et al., 2012). Für die Anlagenfernüberwa- chung durch den Contractor fallen darüber hinaus jährlich ca. 300 € für eine GPRS-basierte Datenübertragung und automatischen Datenplausibilisierung an, die bei einer Anlagenstörung den Contractor per SMS oder Email be- nachrichtigt (Solare Datensysteme GmbH, 2012).31 Tabelle 3: Übersicht Betriebskosten 31 In der Regel werden bei Dienstleistungen zur Anlagenfernüberwachung die Leistungsda- ten der Anlage mit den Daten anderer Anlagen oder hypothetischen Leistungsdaten auf Basis aktueller Wetterdaten verglichen. Ist die Abweichung größer als das definierte Signifikanzniveau, wird dies als Störung gewertet (Seltmann, 2011).
4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 56 Den höchsten jährlichen Kosten liegen, wie Tabelle 3 veranschaulicht, Leis- tungen zugrunde, die auf der Messung und Abrechnung der Strommengen der einzelnen Stromabnehmer basieren. Insgesamt addieren sich die Be- triebskosten auf 13.238 €/Jahr. Um zukünftige Kostenerhöhungen während der Betriebsdauer zu berücksichtigen, wird die in der Literatur genannte jähr- liche Betriebskostenerhöhung von 2 Prozent in die Kalkulation einbezogen (Kost, et al., 2012). Um eine Vollversorgung der Stromkunden sicherzustellen, fallen neben den Investitions- und Betriebskosten zusätzlich die Kosten für den Einkauf von Zusatz- und Reservestrommengen an. Bei einer Jahresbedarfsmenge von 156.000 kWh ist nach Daten von Eurostat ein durchschnittlicher Arbeitspreis von 15 €-Cent/kWh im Jahr 2012 anzusetzen (Eurostat, 2013). Zuzüglich eines Messkostensatzes von 500 €/Jahr betragen die Strombezugskosten im ersten Jahr somit 23.900 € (siehe Tabelle 4). Tabelle 4: Übersicht Strombezugskosten Nach Auswertung der durchschnittlichen Strompreise in Deutschland für Ab- nahmemengen zwischen 20.000 und 500.000 kWh in den letzten fünf Jah- ren, errechnet sich eine jährliche Strompreissteigerung von 3,94 Prozent (siehe Tabelle 10 im Anhang). Dieser Wert wird in der Kostenrechnung als Wachstumsrate verwendet, um die Entwicklung der Strombezugskosten während der Betriebsdauer abzubilden.
4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 57 4.3 Preis- und Umsatzstruktur Die Umsätze des PV-Contractors setzen sich aus zwei Quellen zusammen, dem dezentralen Stromverkauf an die Kunden der Liegenschaft und der über das EEG vergüteten Einspeisemenge in das Stromnetz. Hinsichtlich der dezentralen Stromversorgung der Kunden sind grundsätzlich unterschiedliche Preismodelle realisierbar, da auch hier der Grundsatz der Vertragsfreiheit gilt, die vom Gesetzgeber lediglich aus Gründen des Ver- braucherschutzes oder der Preisstabilität durch einzelne Vorgaben in Ihren Rahmenbedingungen beschränkt wird (Hack, 2012). Im Wesentlichen lassen sich die Komponenten der am Markt befindlichen Preismodelle auf drei Preisbestandteile Grundpreis, Arbeitspreis und Messpreis zurückführen (Meinefeld, 2004). Der Grundpreis bezeichnet eine verbrauchsunabhängige Preiskomponente, die häufig mit der Deckung von Fixkosten wie Kapitalkosten, Verwaltung, Wartung, Reparatur, etc. begründet wird. Der Arbeitspreis hingegen richtet sich nach der tatsächlichen Energieabnahme durch den Kunden und ist da- her ein verbrauchsabhängiger Wert. Der Messpreis wird für die Messung und Abrechnung der verbrauchten Energie erhoben. Alle drei Preiskomponenten sind fakultative Bestandteile eines Contracting-Preismodells. Realiter finden sich auch Fälle in denen der Contractor weder Grund- oder Messpreis ver- langt, sondern seine Umsätze lediglich über einen verbrauchsabhängigen Arbeitspreis erwirtschaftet (Hack, 2012). In dem hier dargestellten Modell wird der Kunde zur Zahlung eines Grund- und eines Arbeitspreises verpflichtet. Diese Zweiteilung richtet sich nach der gängigen Preisstruktur der Grundversorger, die als größter Wettbewerber am Markt mit dem PV-Contracting in Konkurrenz treten. Der Umsatz, den der Contractor mit dem Grundpreis erzielen kann, wird auf 60 € pro Kunde (net- to) geschätzt und liegt damit im Preisniveau anderer Stromtarife am Markt (Schneider, 2013; EnBW Energie Baden-Württemberg AG, 2013). Beim Arbeitspreis lässt sich der erzielbare Nettoerlös pro kWh von den zuvor ermittelten Referenzstrompreisen privater Haushalte ableiten. Ausgehend von dem Endkundenpreis von 27,64 €-Cent/kWh ist die beschriebene EEG- Umlage von 5,27 €-Cent/kWh durch den Stromlieferanten abzuführen (§ 37
4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 58 Abs. 2 EEG 2012). Diese Umlage verringert sich allerdings um 2 €-Cent auf 3,27 €-Cent durch das sogenannte „Grünstromprivileg“, das nach § 39 Abs. 1 EEG für „Grünstromlieferanten“ gilt, die mindestens 50% ihres Stroms aus Erneuerbaren Energien und wenigstens 20% ihres Stroms aus Wind oder Sonne liefern. In diesem Fallbeispiel wird davon ausgegangen, dass diese Voraussetzungen durch den PV-Contractor erfüllt werden, indem auch die Zusatz- und Reservestrommengen aus erneuerbaren Energiequellen bezo- gen werden. Dies vermeidet nicht nur erhöhte EEG-Umlagesätze, sondern führt auch aus vertriebspolitischer Sicht zu einer klaren Positionierung als nachhaltige Alternative zu konventionellen Stromversorgungsangeboten. Tabelle 5: Herleitung potentieller Nettoerlöse Nach Abzug der verringerten EEG-Umlage von 3,27 €-Cent/kWh und des aktuellen Mehrwertsteuersatzes von 19 Prozent von dem Referenzstrompreis beträgt der potentielle Nettoerlös den ein PV-Contractor unter Beachtung der Marktpreise erzielen kann 20,48 €-Cent/kWh. Wie Tabelle 5 zeigt, erreicht der PV-Contractor damit als Betreiber einer dezentralen Kundenanlage höhe- re Nettoerlöse als konventionelle Stromlieferanten, welche neben der vollen EEG-Umlage zusätzlich noch eine KWK-Umlage, eine Konzessionsabgabe sowie die Stromsteuer von dem Bruttopreis abführen müssen (Legler, et al., 2013). Auf Basis der Preisstruktur von Grundpreis und Arbeitspreis lassen sich, wie in Tabelle 6 gezeigt, die jährlichen Umsätze der dezentralen Kundenversor- gung bestimmen. Im ersten Jahr der Betriebsführung betragen diese 38.093 € und steigen danach prozentual an. Aufgrund der langen Vertragslaufzeiten ist es beim Contracting nicht üblich, die Preise für die gesamte Dauer der Betriebsführung auf einen absoluten Wert festzuschreiben, da dies im Fall
4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 59 steigender Erzeugerkosten zu einer einseitigen wirtschaftlichen Benachteili- gung des Contractors führte. Um dieser Unsicherheit entgegenzuwirken, wird die Preisentwicklung üblicher Weise in Abhängigkeit einer Bezugsgröße ge- setzt, die weder vom Energiedienstleister noch vom Kunden beeinflusst wer- den kann. Häufig handelt es sich dabei beispielsweise um den Tarif des örtli- chen Grundversorgers (Hack, 2012).32 Im dargelegten Beispiel dient die jün- gere Entwicklung des durchschnittlichen Haushaltsstrompreises zwischen 2007 bis 2012 (Daten von Eurostat) als Schätzer der zukünftigen Preisent- wicklung i. H. v. 4,98%. Die jährlichen Umsätze der dezentralen Versorgung steigen somit bei einem konstanten Strombedarf stetig an (siehe Tabelle 6). Tabelle 6: Übersicht Umsätze der dezentralen Kundenversorgung Die zweite Umsatzquelle des Contractors ist die Vergütung durch den in das Stromnetz eingespeisten PV-Strom. Im Fallbeispiel beträgt diese Strommen- ge anfänglich 70.000 kWh/Jahr. Im Gegensatz zu den veränderbaren Prei- sen bei der dezentralen Kundenversorgung gelten die EEG-Vergütungssätze unverändert für die gesamte Betriebsdauer (§ 32 Abs. 2 EEG). Die Höhe des effektiven Vergütungssatzes bestimmt sich mittels einer gewichteten Kalkula- tion auf Basis festgeschriebener Staffelmengen. Wie in Abbildung 15 darge- stellt folgt hieraus für eine 100 kWp PV-Anlage ein durchschnittlicher Vergü- tungssatz von 14,2 €-Cent/kWp. 32 Um den rechtlichen Pflichten zur Transparenz und Preisstabilität zu entsprechen, ist die Preisbindung explizit im Sinne einer Formel, die den Zusammenhang zwischen Bezugs- größe und Kundenpreis ausdrückt, in den Vertrag aufzunehmen. Auch der Termin zur Feststellung und Änderung des Preises ist vertraglich festzuschreiben, um eine gesetzli- che Unwirksamkeit auszuschließen. Darüber hinaus sind nach § 1 Abs. 2 Nr. 3 PrKG nur solche Indikatoren als Bezugsgrößen zulässig, die sich auf vergleichbare Güter und Leis- tungen beziehen (Hack, 2012).
4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 60 Abbildung 15: EEG-Vergütung 100 kWp-PV-Anlage Die Vergütungssumme des eingespeisten PV-Stroms beträgt demnach im ersten Jahr 9.942 €. Im Verlauf der Betriebsdauer kommt es wegen der an- genommenen Degression bei der PV-Stromproduktion trotz der konstanten Vergütungssätze zu leicht sinkenden Umsätzen (Vgl. Tabelle 7). Tabelle 7: Übersicht Umsätze der EEG-Vergütung
4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 61 4.4 Bewertung der Gesamtinvestition nach Zinsfuß- und Kapitalwert- methode Die kalkulierten Umsätze und Kosten bilden die Basis für eine wirtschaftliche Bewertung der Gesamtinvestition. Abbildung 16 zeigt in einer Gegenüberstel- lung der aggregierten Positionen, dass beide Positionen im Zeitablauf unter- schiedlich stark ansteigen. Während die Kosten im ersten Jahr die Umsätze um über 6.000 € übersteigen, kehrt sich dieses Verhältnis im 7. Jahr erstmals um. Im letzten Jahr der Betriebsführung werden schließlich ca. 13.000 € hö- here Umsätze als Kosten erwartet (Abbildung 17). Abbildung 16: Gegenüberstellung von Umsatz und Kosten pro Jahr Abbildung 17: Salden von Umsatz und Kosten pro Jahr Ursächlich für den unterschiedlich starken Anstieg von Kosten und Umsätzen sind die unterschiedlichen Steigerungsraten, die für den Stromeinkauf bzw. – verkauf zugrunde gelegt werden. So steigen die Strompreise bei großen Be- zugsmengen (hier Gesamtbedarf an Zusatz- und Reservestrom) lediglich um 3,94 Prozent. Die Strompreise für kleine Abnahmemengen, wie sie in diesem
4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 62 Modell von den privaten Haushalten verlangt werden, erhöhen sich jährlich hingegen um 4,98 Prozent (siehe oben; bzw. Tabelle 10 im Anhang). Somit profitiert der Contractor also nicht allein von absolut geringeren Preisen für den gebündelten Zukauf des Stroms, sondern auch von einer moderateren Preisentwicklung. Inwiefern sich ein verändertes Verhältnis dieser beiden Eingangsgrößen auf die Wirtschaftlichkeit der Gesamtkalkulation nieder- schlägt, wird im folgenden Unterkapitel untersucht. Die Salden von Umsatz und Kosten, wie sie in Abbildung 17 dargestellt wer- den, geben Aufschluss über die positiven bzw. negativen Ergebnisse, die in den einzelnen Jahren erwirtschaftet werden.33 Für eine integrierte Gesamt- bewertung der Contracting-Maßnahme ist diese Betrachtung allerdings unzu- reichend, da der Zeitpunkt, zu dem die einzelnen Erträge anfallen, unberück- sichtigt bleibt. Diese erfolgt durch die Anwendung von Methoden der dynami- schen Investitionsrechnung, die die Zinsrechnung zur zeitlichen Bewertung der Zahlungen integriert (Volkart, 2007). Im Rahmen dieser Arbeit wird die Kapitalwertmethode (auch Barwertmetho- de, oder Net-Present-Value-Methode) mit einem Kalkulationszinssatz34 von 4,5 % zur Wirtschaftlichkeitsbewertung des Projekts herangezogen. Hierbei werden alle anfallenden Zahlungen auf einen Referenzzeitpunkt diskontiert, d.h. „auf“- oder „abgezinst“, um sie anschließend zinsneutral zum sogenann- ten "Kapitalwert" zu addieren. Das Ergebnis des errechneten Kapitalwerts lässt sich im Wesentlichen in zwei Fälle unterscheiden:  Kapitalwert < 0: Die Investition ist nicht vorteilhaft. Auf Basis der bewerteten Zahlungsströme erhält der Investor weniger als bei der al- ternativen Anlage zum Kalkulationszins.  Kapitalwert > 0: Die Investition ist vorteilhaft. Der Anleger sollte die Investition durchführen; hier erhält er unter Berücksichtigung aller Zahlungen einen höheren Ertrag als bei der der alternativen Anlage zum Kalkulationszins. 33 Die Ergebnisse berücksichtigen wie im vorhergehenden Kapitel keine steuerlichen As- pekte. 34 Der angenommene Kalkulationszinssatz entspricht dem marktüblichen Fremdfinanzie- rungssatz für PV-Anlagen (Kost, et al., 2012).
4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 63 Ergänzend hierzu wird zusätzlich die Interne Zinsfuß-Methode angewandt, die ebenfalls ein dynamisches Investitionsrechnungsverfahren darstellt. Da- bei ist der sogenannte „Interne Zinsfuß“ derjenige Zinssatz, bei welchem der Kapitalwert der Maßnahme auf Null sinkt (Volkart, 2007). Dies bedeutet, dass eine Investition dann vorteilhaft ist, wenn der Interne Zinsfuß über dem angesetzten Kalkulationszinssatz liegt. Tabelle 8: Interner Zinsfuß und Kapitalwert des Fallbeispiels Wie in Tabelle 8 abbgebildet, beträgt der Interne Zinsfuß in dem Fallbeispiel ca. 12% und liegt damit deutlich über dem Kalkulationszinssatz von 4,5 Prozent. Der errechnete Kapitalwert der Maßnahme ist daher positiv und beträgt 17.613 €. Für den Contractor bedeutet dies, dass ihm bei Durchführung der Maßnahme auch unter Berücksichtigung der zeitlichen Struktur mehr Umsätzte zufließen als ihm durch sie an Kosten entstehen. Unter den getroffenen Annahmen ist es für ihn somit vorteilhaft, die Investition durchzuführen. 4.5 Sensitivität ausgewählter Einflussfaktoren Dass die Beurteilung der Investition durch die Interne Zinsfuß- und Kapital- wertmethode vorteilhaft ausfällt, basiert auf Annahmen über Preise und Mengen, deren zukünftige Entwicklung unsicher ist. Insbesondere bei einer für Contracting-Maßnahmen typischen, langen Vertragsdauer können Abwei- chungen von den prognostizierten Werten erhebliche Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit der Gesamtmaßnahme haben. Für den Contractor bedeutet dies ein wirtschaftliches Risiko, da er die Gesamtverantwortung der Maß- nahme trägt. Nunmehr soll zur Untersuchung, inwieweit Änderungen dieser Annahmen die Gesamtwirtschaftlichkeit beeinflussen, die Sensitivität folgen- der Faktoren beleuchtet werden Änderung der anfänglichen Investitionskosten Änderung der Anzahl der Stromkunden
4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 64 Änderung der jährlichen Strompreissteigerung für private Haushalte Fallen geringere Investitionskosten an als im Ursprungsszenario angenom- men, sinken die Finanzierungskosten des Contractors. Dies hat zur Folge, dass die Gesamtrentabilität des PV-Contractings ansteigt. Wie Abbildung 18 zeigt, bewirkt eine 10-, bzw. 20-prozentige Senkung der Investitionskosten einen Kapitalwertanstieg auf 32.785 €, bzw. 47.957 €. Sollten die Investiti- onskosten jedoch gegenüber dem Ursprungsszenario steigen, so sinkt der Kapitalwert. Demgegenüber wäre eine Durchführung des PV-Contractings ceteris paribus nicht mehr wirtschaftlich, wenn die Investitionskosten um mehr als 11,6 Prozent über den ursprünglichen Wert steigen. Abbildung 18: Kapitalwertsensitivität bei Änderung der Investitionskosten Auch eine Änderung der Anzahl der Stromkunden kann die Wirtschaftlichkeit des Fallbeispiels gefährden. Gelingt es dem Contractor nicht, mindestens 43 Kunden (72% des Ursprungswerts) von seinem Angebot zu überzeugen, verkehrt sich der Kapitalwert ebenfalls ins Negative. Zwar kann ggf. bis zu 90 Prozent des dezentral erzeugten Stroms unter Anspruch auf EEG-Vergütung in das Netz eingespeist werden, dennoch ist diese substantiell geringer als der Preis, der beim direkten Verkauf an die Kunden der Liegenschaft erzielt werden kann. Aufgrund des insgesamt geringeren Strombedarfs sinken auch die Gewinne, die der Contractor mit dem gebündelten Ankauf von Zusatz- und Reservestrom und dezentralen Verkauf an die Stromkunden erzielt. Da-
4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 65 bei bleiben ggf. höhere Strombeschaffungskosten durch die gesunkene Ab- nahmemenge in dieser Betrachtung noch unberücksichtigt. Abbildung 19: Kapitalwertsensitivität bei Änderung der Anzahl der Strom- kunden Abbildung 20 zeigt schließlich, wie der Kapitalwert des Fallbeispiels auf eine Änderung der prognostizierten Strompreiserhöhung für private Haushalte reagiert. In der Ursprungskalkulation wird diese entsprechend der Entwick- lung der letzten fünf Jahren jährlich um 4,98 Prozent erhöht. Die Sensitivi- tätsanalyse zeigt, dass der Kapitalwert bereits bei einer Rate von 4,51 Pro- zent (minus neun Prozent gegenüber dem Ursprungswert) auf null sinkt. Im Gegensatz zu einer Änderung der Investitionskosten oder der Anzahl der Stromkunden reagiert das dargestellte Modell damit auf diesen Parameter besonders sensibel. Zu erklären ist dies anhand der der Gegenüberstellung von Umsatz und Kosten wie auf Abbildung 16 des vorherigen Unterkapitels gezeigt. Da die Umsätze im ersten Jahr deutlich unter den Kosten liegen, müssen diese während der Vertragsdauer des Contractings dadurch kom- pensiert werden, dass die Umsätze schneller steigen als die Kosten, damit sich die Investition rechnet.
4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 66 Abbildung 20: Kapitalwertsensitivität bei Änderung der jährlichen Strompreis- steigerungen für private Haushalte Die Sensitivitätsanalysen zeigen den Einfluss einzelner Faktoren auf die Be- urteilung der Wirtschaftlichkeit des Fallbeispiels. Zur Begrenzung des eige- nen Risikos ist daher dem PV-Contractor zu empfehlen, im Vorfeld eines Contracting-Projekts seine Wirtschaftlichkeitsrechnung auf kritische Grenz- werte zu prüfen. Erscheint das Risiko zu hoch, sollte das Projekt nicht ange- nommen werden. In jedem Fall lässt sich das Risiko des Contractors auf Ba- sis der Transparenz einer sorgfältigen Wirtschaftlichkeitsbetrachtung und Sensitivitätsanalyse bewusst identifizieren und steuern. So können ggf. be- sondere Risiken durch Preisnachverhandlungen oder entsprechende Aus- nahmeregelungen in den Verträgen entschärft werden.
5. PV-Contracting als zukünftiges Geschäftsmodell einer nachhaltigen Energieversorgung 67 5. PV-Contracting als zukünftiges Geschäftsmodell einer nachhaltigen Energieversorgung Ziel dieser Arbeit war die Untersuchung, in welcher Form Contracting- Modelle als unternehmerische Energiedienstleistung auf die Charakteristika gebäudebezogener Photovoltaik-Anlagen übertragen werden können. Die Betrachtung des bestehenden Contracting-Marktes zeigt, dass bereits heute eine Vielzahl von Akteuren, Contracting-Modelle zur Organisation einer dezentralen Energiebereitstellung nutzen. Während die Contracting-Geber hierdurch eine langfristige Stabilisierung der Umsätze erreichen und häufig an bestehende Geschäftsmodelle anknüpfen, sehen die Kunden den Vorteil vor allem in den vermiedenen Kosten und Risiken bei der Planung, Investiti- on und Betriebsführung von Energieerzeugungsanlagen. Diese Treiber sind unabhängig von der jeweiligen Technologie der Energieerzeugungsanlage und gelten daher auch für die Umsetzung mit PV-Anlagen. Hinsichtlich ihres Verbrauchsverhaltens und ihrer spezifischen Stromkosten lassen sich potentielle Kunden eines PV-Contractings nach den Segmenten Industrie, Gewerbe und private Haushalte unterscheiden. Im Gegensatz zu anderen Energieerzeugungsanlagen kann der Stromertrag aus einer PV- Anlage nur bedingt gesteuert werden, sodass zur vollständigen Deckung des Strombedarfs der Kunden sogenannte Zusatz- und Reservestromkontingente durch den Contractor zu beschaffen sind. Überschüssiger PV-Strom kann zu festen Vergütungssätzen in das allgemeine Stromnetz eingespeist werden, wodurch der Contractor Umsatzeinbußen vermeiden kann. Die Analyse der Ausrichtung und des Aufbau eines PV-Contractings zeigt, dass der Contractor an unterschiedlichen Geschäftsverhältnisse zu Strom- kunden, Netzbetreibern und anderen Energieversorgungsunternehmen betei- ligt ist. Gerade in der vertraglichen Vereinbarung zwischen dem Contractor und dem Contracting-Nehmer besteht weitgehende Vertragsfreiheit, weshalb die detaillierte vertragliche Ausgestaltung der Liefer- und Leistungspflichten wesentlich ist. Daneben ist das Instrument der persönlichen Dienstbarkeit bedeutsam, um die Stromabnahme des Contracting-Nehmers sowie die Ei- gentumsrechte des Contractors an der Anlage abzusichern.
5. PV-Contracting als zukünftiges Geschäftsmodell einer nachhaltigen Energieversorgung 68 Hinsichtlich der Anlageninfrastruktur zeigen sich zwar Unterschiede grund- sätzlich unterscheidet sich diese jedoch nur geringfügig von der Struktur konventionell-betriebener PV-Anlagen. Insgesamt erscheint eine sinnvolle und funktionsfähige Ausgestaltung eines Contracting-Modells für den Betrieb von PV-Anlagen realisierbar. Die weitere Analyse zur Wirtschaftlichkeit anhand eines Fallbeispiels illus- triert die typische Kosten- und Umsatzstruktur bei der Umsetzung eines PV- Contractings. Die Berechnungen auf Basis historischer Marktentwicklungen und aktueller Preise belegen die wirtschaftliche Vorteilhaftigkeit der Durch- führung von PV-Contracting-Modellen. Andererseits unterstreicht die an- schließende Sensibilitätsanalyse auch, dass die Wirtschaftlichkeit aufgrund der langen Laufzeit hochgradig von den Annahmen zu einzelnen Kosten- und Umsatzpositionen abhängt. Für eine erfolgreiche Umsetzung ist somit, neben stabilen gesetzlichen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen vor allem eine intelligente Ausgestal- tung und Weiterentwicklung des dargelegten Modells entscheidend. Diesbe- zügliche Ansätze könnten bspw. die Integration von Speicherlösungen, die Vermeidung der EEG-Umlage durch die Vermietung der Anlage an den Ei- gentümer, die langfristige Bindung aller Mieter durch eine Umlage der Strom- kosten auf die Mietnebenkosten, etc. sein. Die vorliegende Arbeit sollte daher als Basis und Motivation für weitergehende Forschungsarbeiten zu dieser Thematik verstanden werden. Während klassische Energieversorger aufgrund des starken PV-Zubaus mit Umsatzeinbußen konfrontiert sind und produzierende Solarunternehmen zu- nehmend durch ausländische Konkurrenz unter einem Verfall der Margen leiden, erscheint für diese Unternehmen eine Ausweitung ihrer Aktivitäten auf das Service- und Dienstleistungsgeschäft wie das PV-Contractings nahelie- gend. Bereits heute sind erste Start-ups in diesem Bereich aktiv.35 Ob und in welcher Form dies von Erfolg gekrönt sein wird, bleibt abzuwarten. 35 Vgl. hierzu bspw. das Unternehmen DZ-4 GmbH, welches ein PV-Contracting für private Haushalte inklusive einer Stromspeicherlösung anbietet, oder das Unternehmen GreenVesting GmbH & Co. KG, welches ein PV-Contracting in Verbindung mit einer öf- fentlichen Schwarm-Finanzierung verbindet.
Anhang VI Anhang Tabelle 9: Legende zu den nummerischen Verweisen der Wirtschaftlichkeits- betrachtung Tabelle 10: Übersicht historische Strompreisentwicklung (Eurostat, 2013)
Anhang VI Tabelle 11: Übersicht zu den Kostenpositionen des PV-Contractings
Anhang VII Tabelle 12: Übersicht zu den Umsatzpositionen des PV-Contractings Tabelle 13: Interner Zinsfuß und Kapitalwert der Investition
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Photovoltaik-Contracting für Gebäude

  • 1.
    „Photovoltaik-Contracting für Gebäude“ Neue Geschäftsmodelleder zukünftigen Energieversorgung Nicolai Wenzel
  • 2.
  • 3.
    Inhaltsverzeichnis I Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis..........................................................................................I Abbildungsverzeichnis ................................................................................II Tabellenverzeichnis.....................................................................................III Abkürzungsverzeichnis .............................................................................IV 1. Historische Entwicklung der Photovoltaiktechnologie...................6 2. Contracting als Dienstleistungsmodell im Gebäudebereich ........17 2.1 Evolution unterschiedlicher Contracting-Modelle......................17 2.2 Anbieterstruktur und Marktentwicklung von Contracting...........23 2.3 Relevante Contracting-Modelle für die PV und Treiber für deren Nutzung..........................................................................27 3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings ..........................31 3.1 Kundensegmentierung und Energielieferumfang .....................31 3.2 Allgemeine Bestimmungen und Rechtsnatur von Energiedienstleistungsverträgen ..............................................36 3.3 Liefer- und Leistungspflichten des Contractors ........................37 3.4 Abnahmepflicht von Kunden und Netzbetreibern .....................40 3.5 Eigentum und Zutritt zur Anlage ...............................................43 3.6 Umsetzungsphasen und Anlageninfrastruktur..........................46 4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels............................................................................51 4.1 Darstellung des Fallbeispiels....................................................51 4.2 Investitions- und Kostenstruktur ...............................................53 4.3 Preis- und Umsatzstruktur........................................................57 4.4 Bewertung der Gesamtinvestition nach Zinsfuß- und Kapitalwertmethode..................................................................61 4.5 Sensitivität ausgewählter Einflussfaktoren ...............................63 5. PV-Contracting als zukünftiges Geschäftsmodell einer nachhaltigen Energieversorgung....................................................67 Anhang ........................................................................................................ VI Literaturverzeichnis.................................................................................. VIII
  • 4.
    Abbildungsverzeichnis II Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Zusammenhangvon Preis- und Nachfragestimulation ..............9 Abbildung 2: PV-Gestehungskosten und Haushaltsstromkosten im Vergleich......................................................................................10 Abbildung 3: Contracting Varianten nach DIN 8930 .....................................21 Abbildung 4: Übersicht zum Hintergrund von Contracting-Anbietern............24 Abbildung 5: Studienergebnisse zur Anbieterstruktur bei Contracting- Modellen im Vergleich..................................................................25 Abbildung 6: Übersicht zu Contracting-Varianten nach ihrer relativen Häufigkeit.....................................................................................26 Abbildung 7: Vergleich der Transaktionsbeziehungen zwischen dem konventionellen Modell der Energiebeschaffung und dem Contracting-Modell.......................................................................30 Abbildung 8: Kategorisierung der Contracting-Projekte nach Referenzstrompreisen und Anzahl der Stromkunden ..................33 Abbildung 9: Relevante Rechtsverhältnisse bei PV-Contracting mit Vollversorgung (Legler, et al., 2013)............................................36 Abbildung 10: Vergleich der EEG-Einspeisevergütung und den Referenzstrompreisen der Kundensegmente ..............................41 Abbildung 11: Überblick zu den Umsetzungsphasen von PV-Contracting- Modellen ......................................................................................46 Abbildung 12: Übersicht zu den Anlagenkomponenten eines PV- Contractings.................................................................................47 Abbildung 13: Überblick zur Zählerstruktur bei der Ein-Kunden- Versorgung (links) und Mehr-Kunden-Versorgung (rechts) .........50 Abbildung 14: Überblick Fallbeispiel.............................................................52 Abbildung 15: EEG-Vergütung 100 kWp-PV-Anlage ....................................60 Abbildung 16: Gegenüberstellung von Umsatz und Kosten pro Jahr............61 Abbildung 17: Salden von Umsatz und Kosten pro Jahr...............................61 Abbildung 18: Kapitalwertsensitivität bei Änderung der Investitionskosten...64 Abbildung 19: Kapitalwertsensitivität bei Änderung der Anzahl der Strom- kunden.........................................................................................65 Abbildung 20: Kapitalwertsensitivität bei Änderung der jährlichen Strompreissteigerungen für private Haushalte.............................66
  • 5.
    Tabellenverzeichnis III Tabellenverzeichnis Tabelle 1: ÜberblickAnschaffungsinvestitionen............................................53 Tabelle 2: Überblick Finanzierungskosten ....................................................54 Tabelle 3: Übersicht Betriebskosten .............................................................55 Tabelle 4: Übersicht Strombezugskosten .....................................................56 Tabelle 5: Herleitung potentieller Nettoerlöse...............................................58 Tabelle 6: Übersicht Umsätze der dezentralen Kundenversorgung..............59 Tabelle 7: Übersicht Umsätze der EEG-Vergütung ......................................60 Tabelle 8: Interner Zinsfuß und Kapitalwert des Fallbeispiels.......................63 Tabelle 9: Legende zu den nummerischen Verweisen der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ..................................................... VI Tabelle 10: Übersicht historische Strompreisentwicklung (Eurostat, 2013) .. VI Tabelle 11: Übersicht zu den Kostenpositionen des PV-Contractings.......... VI Tabelle 12: Übersicht zu den Umsatzpositionen des PV-Contractings........ VII Tabelle 13: Interner Zinsfuß und Kapitalwert der Investition........................ VII
  • 6.
    Abkürzungsverzeichnis IV Abkürzungsverzeichnis Abs. Absatz AC AlternatingCurrent (engl. für: Wechselstrom) Aufl. Auflage AVBFernwärmeV Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme BBSR Bundesinstitut für Bau-, Stadt- und Raumfor- schung BBR Bundesamt für Bauwesen und Raumordnung BHKW Blockheizkraftwerk BGB Bundesgesetzbuch BGBl Bundesgesetzblatt BGHZ Entscheidungen des Bundesgerichtshofs in Zivil- sachen BMU Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit BMVBS Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadt- entwicklung Bspw. Beispielsweise Bzw. Beziehungsweise CuR Contracting und Recht DC Direct Current (engl. für: Gleichstrom) DIN Deutsche Industrie Norm e.V. Eingetragener Verein EEG Erneuerbare-Energie-Gesetz EDU Energiedienstleistungsunternehmen EltRL Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie EnWG Energiewirtschaftsgesetz
  • 7.
    Abkürzungsverzeichnis V Engl. Englisch EVU Energieversorgungsunternehmen GWGigawatt GWp Gigawatt Peak i.d.R. in der Regel i.H.v. in Höhe von IEA Internationale Energieagentur kW Kilowatt kWh Kilowattstunde KWK Kraft-Wärme-Kopplung kWp Kilowatt Peak Mio. Millionen Mwst. Mehrwertsteuer NAV Niederspannungsanschlußverordnung NJW Neue Juristische Wochenschrift OLG Oberlandesgericht PrKG Preisklauselgesetz PV Photovoltaik StromGVV Stromgrundversorugungsverordnung Urt. Urteil v. vom Vgl. Vergleiche VfW Verband für Wärmelieferung e.V. WM Wertpapiermitteilungen Zsh. Zusammenhang z.T. zum Teil
  • 8.
    1. Historische Entwicklungder Photovoltaik-technologie 6 1. Historische Entwicklung der Photovoltaik- technologie Als Mittel zur Stromversorgung wird die Photovoltaik gegen Ende des 19. Jahrhunderts entdeckt. Nachdem Alexandre Edmond Becquerel 1834 als Erster den photoelektrischen Effekt beschrieb, stellt Charles Fritsch im Jahr 1894 das erste funktionsfähige Solarmodul zur Stromversorgung vor. Das Modul besteht aus Selenzellen, zwei Metallschichten und einer vergoldeten Oberfläche und erreicht einen Wirkungsgrad von 1% (Wesselak, et al., 2012). Die praktische Anwendung erfolgt allerdings erst in den 50er Jahren des letzten Jahrhunderts, als die Technologie –nun auch als Silizium- Solarzelle– erstmals zur Stromversorgung von Satelliten eingesetzt wird (Janzing, 2011). Gespeist allein durch Sonnenstrahlung und aufgrund ihrer Langlebigkeit avanciert die Photovoltaiktechnologie schnell zur dominanten Quelle der Stromversorgung im All (Wesselak, et al., 2012). Bei Kosten von 2.000 Dollar pro Watt stellt die Technologie für terrestrische Anwendungen zu dieser Zeit allerdings keine wirtschaftliche Alternative zur konventionellen Stromerzeugung dar (Janzing, 2011).1 Erst in den 70er Jahren rückt die Photovoltaik als Mittel zur terrestrischen Energieerzeugung in das Blickfeld der öffentlichen Diskussion. So fordern Wissenschaftler des Massachusetts Institute of Technology aufgrund der Endlichkeit fossiler Ressourcen in Ihrer Studie „Die Grenzen des Wachs- tums“ auf Basis computergestützter Simulationen2 einen Wechsel in der Energiepolitik hin zu erneuerbaren Energiequellen (Meadows, et al., 1972). Als kurze Zeit später in Folge der Ölkrise bundesweite Sonntags-Fahrverbote die Abhängigkeit der Bundesrepublik vom Energieträger Öl verdeutlichen, stellt der damalige Bundesminister für Forschung und Technologie, Hans Matthöfer, erstmals einen signifikanten Teil des Forschungsetats für erneu- erbare Energien zur Verfügung (Janzing, 2011). 1 Anlagenpreise heutiger Großanlagen liegen bei circa 1,50 € (netto) je installiertem Watt (Photon, 2013). Bei einem Wechselkurs von 1,30 Dollar/Euro kostet ein Modul je instal- liertes Watt demnach heute weniger als 1% des damaligen Preises. 2 In dem Buch „Die Grenzen des Wachstums“ beschreibt Dennis Meadows et al. im Auf- trag des Club of Rome, dass es in einem System mit begrenzten Ressourcen kein gren- zenloses Wachstum geben kann und simuliert Szenarien der globalen Entwicklung für die nächsten Dekaden. Vgl. hierzu (Meadows, et al., 1972)
  • 9.
    1. Historische Entwicklungder Photovoltaik-technologie 7 Ende der 70er Jahre des letzten Jahrhunderts wird die Technologie erstmalig in netzfernen Gebieten zur Versorgung von kleinen Siedlungen oder zum Betrieb von Kommunikation- und Signalanlagen in Betrieb genommen. Suk- zessive errichten auch Großkonzerne wie AEG und RWE erste Anlagen zum Test der solaren Energieerzeugung (Janzing, 2011). Der Markt für netzge- koppelte PV-Anlagen entwickelt sich erst in den 1990er-Jahren (Wesselak, et al., 2012). Die gesetzliche Grundlage hierfür schafft das Stromeinspeisungs- gesetz, welches am 1. Januar 1991 in Kraft tritt. Demnach sind die Elektrizi- tätsunternehmen fortan verpflichtet „[…], den in ihrem Versorgungsgebiet erzeugten Strom aus erneuerbaren Energien abzunehmen und den einge- speisten Strom […] zu vergüten.“ (BGBl I; S. 2633) Noch im selben Jahr star- ten Bund und Länder zusammen mit dem noch jungen Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme das 1000-Dächer-Photovoltaik-Programm, welches 2.250 privaten Eigentümern von Ein- und Zweifamilienhäusern bis zu 70% der Investitionskosten einer PV-Anlage erstattet. In den nachfolgenden Jah- ren werden im In- und Ausland weitere Programme mit wachsendem Förder- umfang aufgelegt (Wesselak, et al., 2012).3 Der Durchbruch beim Ausbau der Solarstromanlagen erfolgt allerdings erst mit dem Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) durch die rot- grüne Bundesregierung am 1. April 2000. Neben der Verpflichtung der Netz- betreiber, PV-Anlagen an das öffentliche Netz anzuschließen und den produ- zierten Strom vorrangig abzunehmen, garantiert der Gesetzesrahmen erst- mals eine stückzahlunbegrenzte Förderung des PV-Stroms. Diese wird ge- treu dem Verursacherprinzip mittels einer Umlage von allen Stromverbrau- chern finanziert.4 Aus diesen Mitteln wird den Anlagenbesitzern unabhängig von öffentlichen Haushaltsmitteln über 20 Jahre hinweg eine fixe Vergütung pro eingespeiste Kilowattstunde PV-Strom gezahlt (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2000). 3 1997 wird in Japan das 70.000 Dächer-Programm;. 1999 in Deutschland das 100.000 Dächer-Programm aufgelegt. Die Förderung der Anlagen erfolgt über einen Zuschuss oder eine zinssubventionierte Finanzierung (Wesselak, et al., 2012). 4 Das EEG wird in der Folge mehrfach novelliert. In seiner aktuellen Fassung ist das Ge- setz lediglich beschränkt verursachergerecht, da energieintensive Unternehmen sich von der Zahlung der Umlage befreien lassen können, sodass die Kosten der Vergütungssätze nur noch auf einen Teil der Stromkunden umgelegt werden (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2008).
  • 10.
    1. Historische Entwicklungder Photovoltaik-technologie 8 Unmittelbar nach der Einführung des EEG, welches die deutsche Förderung unverändert prägt, avanciert der deutsche PV-Markt zum größten weltweit. Im Jahr 2011 sind hierzulande 37% der weltweiten PV-Kapazität installiert, erst mit deutlichem Abstand folgen Länder mit mehr Sonnenscheinstunden wie Italien mit 18%, oder die USA mit 7% (Fraunhofer ISE, 2012). Nach kürz- lich veröffentlichten Zahlen der Bundesnetzagentur und des Bundesumwelt- ministeriums erreicht der PV-Zubau im vergangenen Jahr mit 7,6 Gigawatt ein neues Allzeithoch, sodass mittlerweile 32,4 Gigawatt Solarleistung bun- desweit installiert sind. Nach 3% in 2011 wird damit im Jahr 2012 circa 5% des gesamten deutschen Strombedarfs gedeckt (Burger, 2013). Der Aus- bauerfolg auf Basis des EEG entfaltet dabei auch eine Signalwirkung für an- dere Länder nach dessen Vorbild in der Folge ähnliche PV-Fördergesetze in über 50 Staaten weltweit verabschiedet werden. Die deutsche Solarförde- rung ist somit im letzten Jahrzehnt für den globalen Ausbau der PV internati- onal richtungsweisend gewesen (Janzing, 2011). Der Ausbauerfolg im Zusammenhang mit der EEG-Förderung beruht dabei auf einem Marktmechanismus, der zu einer Kostensenkung durch eine Effi- zienzsteigerung der solaren Wertschöpfungskette führt (Scheer, 2010). Durch die kostendeckende Vergütung wird anfangs eine stabile Marktnach- frage initiiert. Diese dient den Unternehmen als hinreichende Planungsgrund- lage, um in nennenswerte Produktionskapazitäten zu investieren. Die neuen größeren Kapazitäten ermöglichen es den Unternehmen gleichzeitig ihre Produktion mittels industrieller Fließfertigung zu rationalisieren. Die Weiter- entwicklung des Produktionsprozesses sowie die mit Massenfertigung ein- hergehenden Größendegressionseffekten führen im Zeitablauf zu einer Kos- ten- und Preisreduktion auf dem Markt (Wagemann, et al., 2010). Die gesun- kenen Preise wirken wiederum stimulierend auf die Nachfrage. Auf Basis der stückzahlunbegrenzten Fördergesetzgebung kommt es so zu einem sich selbst verstärkendem Regelkreis aus steigender Nachfrage, Professionalisie- rung der Fertigung und sinkenden Preisen.
  • 11.
    1. Historische Entwicklungder Photovoltaik-technologie 9 Abbildung 1: Zusammenhang von Preis- und Nachfragestimulation Besonders deutlich wurden die Preissenkungen im Jahr 2011 aufgrund eines Missverhältnisses von Angebot und Nachfrage. Trotz eines weltweiten Nach- fragewachstums von über 70% gegenüber dem Vorjahr auf 27,7 GWp, ste- hen mit über 50 GWp deutliche Angebotsüberschusskapazitäten zur Verfü- gung (Kost, et al., 2012). Zusammen mit einer sinkenden Einspeisevergütung in Deutschland erhöht dies den Preisdruck auf die Anbieter. Als Folge fallen im Verlauf des Jahres 2012 die Großhandelspreise für PV-Module um über 40% (pvXchange GmbH, 2013). Auf dem deutschen Strommarkt führt dies erstmals dazu, dass die Stromgestehungskosten von PV-Anlagen unterhalb der durchschnittlichen Stromkosten der privaten Haushalte liegen. Demnach betragen nach Berechnungen des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesys- teme ISE die Kosten für photovoltaisch erzeugten Strom kleinerer Auf- Dachanlagen Anfang 2012 zwischen 13,7 und 20,3 €-Cent pro Kilowattstun- de5 , abhängig von spezifischen Investitionskosten und regionalen Strah- lungsverhältnissen. Bei größeren Anlagen über 10 KWp, wie sie bspw. auf Lagerhallen oder Freiflächen üblich, sind die Kosten noch niedriger (Kost, et al., 2012). Demgegenüber steigt der durchschnittliche Haushaltsstrompreis 2011 um 6,5% auf 25,3 Euro-Cent (Bundesministerium für Wirtschaft und 5 Es werden Einstrahlungswerte von 1100-1300 kWh/m²/Jahr (≈ Stromertrag von 900 und 1100 kWh/kWp), sowie spezifische Investitionskosten zwischen 1700 €/kWp und 2200 €/kWp angesetzt. Die Angaben zu den Stromgestehungskosten an dieser Stelle wie auch im weiteren Verlauf der Arbeit erfolgen exklusive Mwst., vgl. hierzu: (Kost, et al., 2012). Steigende Nachfrage Professionaliserung der Wertschöpfung Sinkende Preise
  • 12.
    1. Historische Entwicklungder Photovoltaik-technologie 10 Technologie, sowie Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2012)6 . Wie in der folgenden Abbildung ersichtlich, ist pho- tovoltaisch erzeugter Strom gegenüber dem Haushaltsstromtarif erstmals deutlich günstiger und zwar um 24 – 46 %.7 Abbildung 2: PV-Gestehungskosten und Haushaltsstromkosten im Vergleich Acht von zehn Studien von Forschungsinstituten haben in der Vergangenheit die reale Ausbaugeschwindigkeit der Photovoltaik systematisch unterschätzt (Pieprzyk, et al., 2009). So prognostiziert beispielsweise die Internationale Energieagentur (IEA) 2002 eine Photovoltaik-Kapazität von 4 Gigawatt für die EU-15 im Jahr 2020, dieser Wert wird bereits im Jahr 2008 mit 9,3 Giga- watt von der tatsächlichen Kapazität deutlich übertroffen (Scheer, 2010). Be- reits 2013, sieben Jahre vor dem Prognosezieljahr, sind allein in Deutschland bereits über 800% der prognostizierten Kapazität für die EU-15 installiert (Burger, 2013). 6 Bei Verbrauch von 3.500 kWh/Jahr und inkl. Steuern und Abgaben, vgl. hierzu: (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, sowie Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2012) 7 Die genannten Haushaltsstromkosten beziehen sich auf die tatsächlichen Beschaffungs- kosten inklusive Mwst. und sonstigen Abgaben. Die Stromgestehungskosten konventio- neller Energieträger sind aufgrund von Steuern und Abgaben weitaus geringer.
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    1. Historische Entwicklungder Photovoltaik-technologie 11 Auch die Chronik des gesellschaftspolitischen Diskurses zeigt, dass das Thema Photovoltaik bis heute von groben Fehleinschätzungen und Vorurtei- len geprägt ist. So konstatiert ein frühes Thesenpapier der CDU: „Sonnen- energie kann nur zur Wärmeversorgung eingesetzt werden.“ (CDU, 1977). Während dies in Deutschland alsbald widerlegt wird (siehe Ausführungen weiter oben) behauptet die Vorsitzende der CDU/CSU-Bundestagsfraktion, Dr. Angela Merkel, noch im Jahr 2005: „Den Anteil erneuerbarer Energien am Stromverbrauch auf 20 Prozent zu steigern, ist wenig realistisch. Ich glaube, es ist unrealistisch zu erwarten, dass erneuerbare Energien eine Lü- cke schließen können, die zum Beispiel durch die frühzeitige Abschaltung von Kernenergie geöffnet würde.“ (Dr. Merkel, 2005). Nur zwei Jahre später vertritt Frau Merkel als Bundeskanzlerin und EU-Ratsvorsitzende einen Be- schluss, der einen Anteil der Erneuerbaren Energien am Gesamtenergiever- brauch von 20% bis 2020 europaweit vorschreibt (Scheer, 2010). Weitere vier Jahre später verantwortet Frau Merkel den Beschluss zum Atomausstieg in Deutschland und die sofortige Abschaltung von acht Atomkraftwerken. Die erneuerbaren Energien erzeugen im gleichen Jahr erstmals 2% mehr Strom als alle deutschen Atomkraftwerke und etablieren sich als zweitgrößte Ener- giequelle im deutschen Strommix (Die Bundesregierung, 2012). Ähnlichen Fehleinschätzungen unterlagen auch Verantwortungsträger und vermeintliche Experten der Energiebranche. So gibt sich Hans-Peter Villis, damaliger Vorstandsvorsitzender der Energie Baden-Württemberg (EnBW), in einem Interview der Süddeutschen Zeitung im Jahr 2008 überzeugt: „Für eine […] Nutzung der Solarenergie scheint in Deutschland zu selten die Son- ne. Der Solaranteil an der Energieerzeugung wird auch 2020 noch bei gera- de mal einem Prozent liegen.“ (Villis, 2009). Sein Kollege Jürgen Großmann, seinerzeit Vorstandsvorsitzender der RWE, äußerte sich auf der Handels- blatt-Jahrestagung in Berlin in ähnlichem Geiste und befand die Photovoltaik in Deutschland als so sinnvoll, „wie Ananas züchten in Alaska“ (Flauger, et al., 2012). Im Laufe des Jahres 2012, weniger als ein Jahr nach Großmanns Äußerungen zwingt die Entwicklung auf dem deutschen Strommarkt die etab- lierten Energieversorger zu, einem Revidieren ihrer Positionen. Bereits acht Jahre vor dem Prognosezieljahr übertrifft der Solarstromanteil die Einschät- zung von Villis um das 5-fache und ist die PV-Branche mit einer Wertschöp-
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    1. Historische Entwicklungder Photovoltaik-technologie 12 fung von 9,4 Mrd. Euro und über 100.000 Arbeitsplätzen eine festen Größe im deutschen Energiemarkt (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, sowie Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2012). Entsprechend räumt der Nachfolger von Herrn Grossmann, der jetzige RWE-Chef Peter Terium, im gleichen Jahr ein: „Dass wir die Solar-Technik lange komplett abgelehnt haben, war aus heutiger Sicht ein Fehler" (Klormann, 2012). Zudem stoppen die beiden großen deut- schen Atomenergiekonzerne EON und RWE in Großbritannien aufgrund zu hoher Kosten den Bau neuer Atomkraftwerke (Deutsche Presse Agentur & Reuters, 2012). Ein Blick auf andere europäische Energiekonzerne offenbart ähnliche Entscheidungen. In Frankreich, einem Land mit einer traditionell starken gesellschaftspolitischen Unterstützung für Atomstrom, zieht sich der Energiekonzern ENEL von dem Bau eines Atomkraftwerks zurück (Finkenzeller, 2012). Nach aktuellen Berechnungen des Konzerns liegen die Stromgestehungskosten 20 % über denen erneuerbarer Energiequellen (Balmer, 2012).8 Mit der Aufgabe alter Positionen und der offenen Unterstützung erneuerbarer Energien schließen sich Politik und Wirtschaft letztlich dem gesellschaftlichen Meinungsbild in Deutschland an. Im Jahr 2011 befürworten gemäß einer Um- frage von TNS-Infratest 94% (Folgeumfrage 2012 93% (TNS-Infratest, 2012)) der Deutschen einen weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien. Die PV erreicht bei den Befragten die höchste Akzeptanz und wird gegenüber Wind- kraft und Bioenergie favorisiert (TNS-Infratest, 2011). Ein Grund für die breite Unterstützung des Ausbaus der PV ist in den positiven Nutzeneffekten der Erneuerbaren Energien zu sehen. So nennen über 70% der Befragten die Zukunftsfähigkeit und den Klimaschutz als wichtigste Vorteile dieser Erzeu- gungsart (TNS-Infratest, 2011). Nach unterschiedlichen Berechnungen diver- ser Forschungsinstitute zur monetären Wirkung erneuerbarer Energien wird allein im Jahr 2011 der volkswirtschaftliche Nutzen der vermiedenen Emissi- onen von Treibhausgasen und Luftschadstoffen durch Erneuerbare Energien 8 Nach einer aktuellen Studie des Frauenhofer-Instituts für solare Energiesysteme ISE ist die Onshore-Windenergieerzeugung die derzeit billigste Form der erneuerbaren Energie- erzeugung mit Stromentstehungskosten von 6-8 €-Cent/kWh; danach folgt die Photovol- taik mit Kosten von 13-16 €-Cent/kWh Andere erneuerbare Energieformen, wie bspw. Wasserkraft und Biomasse werden in diesem Rahmen nicht berücksichtigt. Vgl. hierzu: (Kost, et al., 2012).
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    1. Historische Entwicklungder Photovoltaik-technologie 13 auf über 10 Mrd. Euro taxiert. Weitere Nutzenaspekte sind bspw. die verrin- gerten Rohstoffimporte i.H.v. 6 Mrd. Euro, Investitionen und Branchenumsät- zen i.H.v. 47 Mrd. Euro, eine Branchenbeschäftigung von 381.600 Personen und intangible Effekte wie z.B. Technologieführerschaft (Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung (ISI), Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung (DIW Berlin), Gesellschaft für Wirtschaftliche Strukturforschung mbH (GWS), Institut für ZukunftsEnergieSysteme (IZES), 2012). Auf Basis der vergangenen Ausbauerfolge der Erneuerbaren Energien, der breiten gesellschaftlichen Unterstützung für deren Fortführung und einer ver- schärften klimapolitischen Diskussion hat die Politik deutliche Wachstumszie- le für die Erneuerbaren Energien bestimmt. Demnach soll bis zum Jahr 2050 mindestens 80% der Stromversorgung durch Erneuerbare Energien bereit- gestellt werden (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2012). Begleitend wurden hierzu in den letzten Jahren Studien veröffentlicht, die langfristig eine vollständige Umstellung der Ener- giewirtschaft von fossil-nuklearen auf erneuerbare Quellen skizzieren (McKinsey & Company, 2010; Umweltbundesamt, 2010; Henning, et al., 2012). Dabei kommen alle Arbeiten zu zwei gemeinsamen Erkenntnissen: 1. Eine vollständige zukünftige Stromerzeugung auf Basis Erneuer- barer Energien ist möglich und nicht kostenintensiver als eine fossil-nuklear basierte Stromerzeugung. Hierzu McKinsey & Com- pany in der Studie Roadmap 2050: “The key finding […] is, that the challenge is basically the same in either a high-carbon, low-carbon or zero-carbon energy scenario, in terms of overall cost to consumers and the European economy.” (McKinsey & Company, 2010) 2. Die Umstellung auf eine erneuerbare Energieerzeugung ist nur bei einem weiteren Ausbau der Solarstromerzeugung möglich. Als Zielwert einer erneuerbaren Energieerzeugung wird beispielsweise im mittleren Szenario des Fraunhofer-Instituts eine PV-Kapazität von 205 GW für Deutschland ausgewiesen, was 630% der heute installier- ten Kapazität entspricht (Henning, et al., 2012). Zudem belegen weite- re Berechnungen, beispielsweise des Umweltbundesamtes, das Po- tential von PV-Flächen: Nur bei einer Nutzung bestehender Siedlungs-
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    1. Historische Entwicklungder Photovoltaik-technologie 14 flächen ohne Berücksichtigung von Freiflächen wäre in Deutschland bei dem heutigen Stand der Technik eine PV-Kapazität von 275 GW9 verfügbar (Umweltbundesamt, 2010). Gerade in Anbetracht dieses Ausbaupotentials und den beschriebenen posi- tiven Nutzeffekten obliegt es einer ganzheitlichen Betrachtung auch die aktu- ellen Probleme des PV-Ausbaus zu beleuchten. Insbesondere die Förderge- setzgebung steht heute aufgrund steigender Belastungen der Stromkunden in der Kritik. Allein im Jahr 2011 müssen die Stromkunden zur Finanzierung der EEG-Umlage 16,72 Mrd. Euro aufwenden (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, sowie Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2012). In Folge des weiterhin starken Ausbaus der PV-Anlagen stieg die EEG-Umlage von 2012 zu 2013 um 46% auf 5,27 Euro Cent pro Kilowattstunde (Bundesverband Erneuerbare Energien e.V., 2012) und wurde somit im 13. Jahr Ihres Bestehens zum 12. Mal erhöht. Ihr Anteil an den Haushaltsstromkosten ist damit auf über 20% gestiegen (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, sowie Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2012). Das steigende Fördervolumen führt folglich zu einer stetig zunehmenden fi- nanziellen Belastung von nicht befreiten Unternehmen und privaten Verbrau- chern. Die Bundesregierung hat auf die massiv steigenden Kosten reagiert, indem sie die wesentliche Herausforderung derzeit in der Sicherstellung von „Kosteneffizienz sowie Markt- und Systemintegration der Erneuerbaren Energien“ sieht und zu dessen Erreichung das EEG seit 2009 wiederholt no- velliert hat (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, sowie Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2012). Neben mehrfachen außerordentlichen Senkungen der Fördersätze wurde 2012 erstmalig auch ein endgültiges Auslaufen der PV-Förderung nach Er- reichen einer installierten Kapazität von 52 GW beschlossen. Zudem ver- sucht der Gesetzgeber zunehmend, die PV-Stromerzeugung von der EEG- 9 Andere Forschungsprojekte stützen diese Erkenntnisse: Bereits im Jahr 2008 ermittelt das Forschungsprojekt SUN-AREA von M. Klärle mittels hochauflösender Fernerkun- dungsdaten (Lasermessung aus der Luft), dass in der Stadt Osnabrück eine hinrei- chende Anzahl geeigneter Dachflächen zur PV-Stromproduktion existieren, um den ge- samten privaten Stromverbrauch der Stadt zu decken (Ludwig, et al., 2008).
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    1. Historische Entwicklungder Photovoltaik-technologie 15 Förderung zu entkoppeln. Nach Einführung einer Managementprämie zur Förderung der Selbstvermarktung Anfang 2012 wurde mit der jüngsten No- vellierungen zum 1. April 2012 das sogenannte Marktintegrationsmodell ein- geführt, nach dem fortan maximal 90% des erzeugten Stroms von PV- Anlagen zwischen 10-100kW-Nennleistung über EEG-Zahlungen vergütet werden (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2012). Eine solche Anlage ist fortan nur wirtschaftlich zu betreiben, wenn der Anlagenbesitzer den restlichen Strom selbst vermarktet oder verbraucht. Künftig wird die Notwendigkeit einer Selbstvermarktung, bzw. eines Selbst- verbrauchs voraussichtlich weiter zunehmen. Trotz der beiden Novellierun- gen des EEGs im letzten Jahr diskutieren politische Entscheidungsträger weitergehende Maßnahmen zur Reform des EEGs, die aufgrund der stetig steigenden Belastung der Stromverbraucher wahrscheinlich eine weitere Senkung der Fördersätze und eine zunehmende Marktintegration, d.h. weni- ger Regulierung und Förderung, der PV beinhalten wird (Altmaier, 2012; Rösler, 2013). Der künftige Einsatz der Photovoltaiktechnologie bewegt sich in Deutschland politisch wie unternehmerisch somit zwischen zwei Spannungsbögen. Einer- seits existiert die gesellschaftliche Erwartung, den Anlagenbestand zur Stromerzeugung aus klimapolitischer Verantwortung weiter auszubauen. An- dererseits setzt jedes Vermeiden zusätzlicher Belastungen voraus, dass die- ser Ausbau zunehmend wirtschaftlich eigenständig, d. h. unabhängig von gesetzlichen Förderungen gelingt. Einer vorausschauenden Betrachtung stellt sich vor diesem Hintergrund die Frage, wie dieses Spannungsverhältnis zukünftig überwunden werden kann. Die vorliegende Arbeit soll einen Beitrag zur Beantwortung dieser Frage leis- ten, indem sie untersucht inwieweit Modelle anderer Branchen auf die Ver- marktung der PV übertragen werden können. Der thematische Fokus wird auf sogenannte Contracting-Modelle gelegt, wie sie seit längerem z. B. im Rahmen der Wärmeenergiebereitstellung in Gebäuden erfolgreich umgesetzt werden. Hierbei übernimmt ein Anbieter als Fachexperte die Planung, Finan- zierung, Installation und den Betrieb einer Anlage direkt beim Kunden und amortisiert seinen Aufwand über einen langfristigen angelegten Verkauf der erzeugten Energie (von Braunmühl, 2000). Während diese Modelle in der
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    1. Historische Entwicklungder Photovoltaik-technologie 16 Vergangenheit aufgrund der hohen Installationskosten von PV-Anlagen wirt- schaftlich weitgehend uninteressant waren, entsteht durch die jüngste Sen- kung der Stromgestehungskosten unter den Endkundenpreis erstmals eine potentielle Marge, die eine nähere Betrachtung des Modells in diesem Zu- sammenhang rechtfertigt. Ausgangspunkt für die Betrachtung in den folgenden Kapiteln bildet die grundlegende Auseinandersetzung mit der Bedeutung von Contracting und seinen unterschiedlichen Formen, die sich in der Praxis etabliert haben. An- schließend wird analysiert, welche Anforderungen sich aus einem PV- Contracting ergeben und wie wesentliche Inhalte eines solchen Geschäfts- modells organisatorisch ausgestaltet werden könnten. Insbesondere wird die Frage behandelt, unter welchen rechtlich-organisatorischen Limitationen ein potentielles PV-Contracting angeboten werden kann. Im nächsten Schritt soll untersucht werden, ob heute oder in absehbarer Zukunft eine wirtschaftliche Grundlage existiert, die es für Anbieter und Kunden attraktiv erscheinen lässt, eine solche Dienstleistung anzubieten. Die Erkenntnisse der Arbeit re- sümierend versucht das abschließende Kapitel eine zusammenfassende Bewertung der Sinnhaftigkeit von PV-Contracting als Geschäftsmodell einer nachhaltigen Energieversorgung.
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    2. Contracting alsDienstleistungsmodell im Gebäudebereich 17 2. Contracting als Dienstleistungsmodell im Gebäu- debereich 2.1 Evolution unterschiedlicher Contracting-Modelle Der Begriff "Contracting" ist auf das englische Substantiv "Contract" (= Ver- trag) zurückführen, sodass die Etymologie bereits das Wesensmerkmal des zugrundeliegenden Geschäftsmodells indiziert (Meinefeld, 2004). Der Vertrag dient als Grundlage der langfristigen Regelung eines Geschäfts zur Energie- dienstleistung im Gebäudebereich zwischen zwei Vertragsparteien. Der so- genannte Contracting-Geber (im Folgenden „Contractor“) tritt dabei als An- bieter einer Energiedienstleistung auf, die vom Kunden, dem sogenannten Contracting-Nehmer, nachgefragt wird. Die Konditionen bzgl. Leistung und Gegenleistung zwischen den Parteien werden in einem Energiedienstleis- tungsvertrag vereinbart. Charakteristisch für den Vertrag ist eine langfristige zeitraumbezogene Bindung der Vertragsparteien, innerhalb welcher der Contractor gegenüber dem Kunden die Verantwortung für die vereinbarte Energiedienstleistung gegen Entgelt übernimmt (Hack, 2012). Contracting-Modelle sind keine neue Entwicklung. Bereits dem Engländer James Watt, dem Erfinder der Dampfmaschine, wird nachgesagt, den nur mäßigen Absatz seiner neuen Maschine mithilfe eines Contracting-Modells stimuliert zu haben. Da Ende des 18. Jahrhunderts potentielle Käufer die Vorteile der Maschine als gering einschätzten und folglich das Risiko der An- schaffung scheuten, soll er ihnen folgendes Angebot unterbreitet haben: „Wir werden Ihnen kostenlos eine Dampfmaschine überlassen. Wir werden diese installieren und für fünf Jahre den Kundendienst übernehmen. Wir ga- rantieren Ihnen, dass die Kohle für die Maschine weniger kostet, als Sie ge- genwärtig an Futter (Energie) für die Pferde aufwenden müssen, die die glei- che Arbeit tun. Und alles, was wir von Ihnen verlangen, ist, dass Sie uns ein Drittel des Geldes geben, das Sie sparen.“ (zitiert nach von Braunmühl, 2000; S. 7) Schon die damalige Offerte von Watt enthält bereits wesentliche Aspekte der heute am Markt üblichen Contracting-Lösungen. Demnach übernimmt der Contractor die Investition und die Betriebsführung der Energieerzeugungsan-
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    2. Contracting alsDienstleistungsmodell im Gebäudebereich 18 lage und finanziert sich über regelmäßige Zahlungen des Kunden, die über einen längerfristigen Zeitraum zwischen den beiden Parteien vereinbart sind. Im Kern handelt es sich dabei um einen Transfer von Risiko und Aufwand vom Kunden zu Lasten des Contractor, der hierfür eine langfristig planbare finanzielle Entlohnung erhält. Aus Sicht des Kunden bezeichnet von Braun- mühl Contracting daher als ein „Rundum-Sorglos-Paket“ (von Braunmühl, 2000; S. 6). Nennenswerte Geschäftsvolumina erreichen Contracting-Modelle erstmals im Nordamerika der 70er und 80er Jahre des letzten Jahrhunderts. Anstatt ihren Kunden lediglich Energieanlagen zu verkaufen, beginnen erste Unter- nehmen zusätzlich die Finanzierung und die Betriebsführung für die Kunden zu übernehmen (Geiß, 2006). In Zeiten der Ölkrise und stetig steigender Energieverbräuche wird Contracting als Mittel propagiert den alten Anlagen- bestand durch neue energieeffizientere Anlagen zu ersetzen und gleichzeitig durch eine professionelle Betriebsführung brach liegende Einsparpotentiale zu heben. Während sich die Unternehmen durch die Ausweitung ihres Leis- tungskatalogs zusätzliche Umsätze versprechen, besteht der Vorteil für die Kunden darin, dass sie neben dem vermiedenen Aufwand für Investition und Betriebsführung häufig auch anteilig an den Einsparungen partizipieren. Aufgrund dieser Vorteile und im Zuge der steigenden Akzeptanz externer Dienstleistungen werden in den USA 1985 bereits 50% aller Investitionen zur Energieerzeugung in öffentlichen Gebäuden durch externe Anbieter finan- ziert (Meinefeld, 2004). In dieser Zeit entwickelt sich eine Vielzahl eng ver- wandter oder gar synonymer Begriffe, wie Public-Private-Partnership, Inde- pendent-Power-Producer-Model, Third-Party-Financing oder Performance Contracting, die allesamt Contracting-Elemente beinhalten (Henzelmann, 1995; Göllinger, 2001). Zwar lassen sich auch in Deutschland bereits im Laufe der 80er Jahre erste Nachweise von Contracting finden, doch handelt es sich hierbei lediglich um vereinzelte Pilotanlagen, bzw. öffentlich geförderte Forschungsprojekte (Meinefeld, 2004). Erst als in den 1990er Jahren erfolgreiche Projekte aus dem europäischen Umland in Großbritannien und Skandinavien bekannt werden, beginnen sich hierzulande Contracting-Lösungen im Markt zu etab- lieren (Geiß, 2006). Je nach Schwerpunkt und Perspektive werden die Cont-
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    2. Contracting alsDienstleistungsmodell im Gebäudebereich 19 racting-Modelle als Outsourcing der Energieversorgung, Drittfinanzierung, Dienstleistung über Dritte, Energieversorgungs-Outsourcing, Betreibergesell- schaft, Energie-Contracting, Energiedienstleistung oder gewerbliche Wärme- lieferung bezeichnet (BMVBS, BBSR, BBR, 2009) (Geiß, 2006). Die Bezeichnungsvielfalt einander ähnelnder Modelle ist dabei auch Aus- druck der unterschiedlichen Strömungen, die in der Branche existieren. Ein weit verbreitetes Verständnis von Contracting rückt die Erzielung von Effizi- enzgewinnen als Charakteristikum in den Mittelpunkt. So schreibt bspw. Meinefeld: „Ziel aller Contracting-Modelle soll […] die Verbesserung der Effi- zienz sein.“ (Meinefeld, 2004; S. 74). Ebenso führt Knott im Rahmen seiner fünf Kriterien zur Beschreibung von Contracting als erstes an: „Contracting- Konzepte dienen der Realisierung von wirtschaftlich sinnvollen Effizienzverbesserungen bei der Energieerzeugung, -umwandlung und – nutzung.“ (Knott, 1997; S. 21f.). Diese Auslegung von Contrachting, lässt sich auf die ursprüngliche Fokussierung der Branche auf die Bereitstellung von Wärmeenergie in den 1990er Jahren zurückführen. Analog zum Einsatz der Kontrake in den USA bildet in dieser Zeit das Versprechen der Energieeinsparung durch Effizienzverbesserung die Grundlage des Geschäftsmodells in Deutschland. Im Zuge der immer stärker in den öffentlichen Fokus rückenden Umwelt- und Klimaschutzaspekte wird Contracting als integriertes Konzept verstanden, um wirtschaftliche und ökologische Ziele zu verbinden. In Ihrem Selbstverständnis definieren sich die Anbieter von Contracting deshalb häufig als „Lieferanten von ökoeffizienten Dienstleistungen“ (Geiß, 2006; S. 269). Ausdruck dieser Ausrichtung ist nicht zuletzt die Gründung und Namensgebung des Verbands für Wärmelieferung e.V. (im Folgenden VfW), welcher als Dachorganisation zur Förderung von Contracting-Modellen aus einem Forschungsprojekt zur effizienteren Wärmeenergiebereitstellung hervorgeht (Verband für Wärmelieferung e.V., 2012). Mit der zunehmenden Verbreitung und der Entwicklung neuer Contracting- Mischformen hat sich die Bedeutung in den letzen Jahren allerdings von diesem ursprünglichen, engen Verständnis erweitert. Heutige Definitionen, wie sie auch für den Verlauf dieser Arbeit maßgeblich sein sollen, definieren den Begriff nicht über die Erzielung von Energieeffizienz oder
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    2. Contracting alsDienstleistungsmodell im Gebäudebereich 20 Primärenergieeinsparung, sondern heben den Charakter der organisatorischen Arbeitsteilung hervor. In diesem Sinne beschreibt bspw. die EnergieAgentur.NRW Contracting folgendermaßen: „Contracting bedeutet die Übertragung von Aufgaben der Energiebereitstellung und Energielieferung auf ein darauf spezialisiertes Unternehmen (Contractor)“ (EnergieAgentur.NRW, 2007; S. 6)10 Der Vergleich zwischen dem traditionellen Contracting-Verständnis von Knott und Meinefeld einerseits und dem der EnergieAgentur.NRW andererseits verdeutlicht den evolutionären Bedeutungswandel des Konzepts. Für die thematische Einordnung dieser Arbeit ist dies von wesentlicher Bedeutung, da das heutige Verständnis grundsätzlich auch Erneuerbare Energiequellen wie die Photovoltaiktechnologie einschließt, auch wenn diese nicht notwendigerweise zu einer Effizienzverbesserung, sondern lediglich zur Substitution von Kohle, Gas, Öl, etc. durch den Primärenergieträger Sonne führen. Dies ist insofern eine neue Entwicklung, da die bisherige Literatur Photovoltaik-Contracting nicht explizit berücksichtigt.11 In der deutschen Gesetzgebung wird der Begriff "Contracting" bisher nicht verwendet, sondern mit dem weitgehend synonymen Term Energiedienstleistung beschrieben (BGBl.I 2010 S.1483). Demgegenüber hat sich in der Fachliteratur Contracting als dominante Begriffsbezeichnung (z.T. auch als Energie-Contracting) heute weitgehend durchgesetzt (Hack, 2012). Dies ist auch auf eine Initiative des Deutschen Institut für Normung e.V. aus dem Jahr 2003 zurückzuführen, welches den Begriff in der DIN 8930 Teil 5 (Contracting) erstmals aufgreift uns somit den Grundstein für eine einheitliche Terminologie wie Verständnis legte. Wie in Abbildung 3 dargestellt, werden in der DIN 8930 vier „Contracting-Varianten in Ihren reinen Ausprägungen festgelegt“ (DIN 8930 Teil 5; S.2). Es handelt sich hierbei um das Energieliefer-Contracting, das Einspar-Contracting, das 10 Ähnlich lautende Definitionen finden sich auch in anderen Literaturquellen. Vgl. hierzu bspw. (Meinefeld, 2004) oder (DIN 8930, 2003) 11 Dem Autor dieser Arbeit liegen trotz mehrmonatiger Recherche keine Literaturquellen vor, die sich dem Thema Photovoltaik-Contracting widmen. Zwar berücksichtigen einige Beiträge die Solarenergie, jedoch ist hiermit entweder Solarthermie gemeint, oder die Be- trachtung verbleibt abstrakt, ohne die Besonderheiten der Photovoltaiktechnologie zu thematisieren. Vgl. hierzu bspw. (Geiß, 2006), oder (BMVBS, BBSR, BBR, 2009)
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    2. Contracting alsDienstleistungsmodell im Gebäudebereich 21 Finanzierungs-Contracting und das Technische Anlagenmanagement. Diese Kategorisierung wird im Folgenden kurz dargestellt, da sie im Sinne eines eindeutigen Begriffsverständnisses dem weiteren Verlauf dieser Arbeit als Grundlage dient. Abbildung 3: Contracting Varianten nach DIN 8930 Beim Energieliefer-Contracting übernimmt der Contractor die Verantwor- tung für die Versorgung des Kunden mit Energie, wie bspw. Wärme, Kälte, Licht, oder Strom, auf der Basis von langfristigen Verträgen. Er investiert entweder in eine Neuanlage oder übernimmt die bestehende Anlage, die er fortan unter eigenem Risiko betreibt und instand hält. Üblicherweise handelt es sich bei diesem Modell um eine dezentrale Energieerzeugungsanlage di- rekt auf dem Grundstück des Nutzers oder in dessen räumlicher Nähe. Im Gegensatz zu konventionellen Energieversorgern endet die Lieferpflicht nicht mit der Bereitstellung von Energieträgern wie Öl oder Gas, sondern geht da- rüber hinaus, indem der Contractor auch die dezentrale Umwandlung der Energieträger vom Kunden übernimmt, um ihn unmittelbar mit der benötigten Energie des täglichen Gebrauchs in Form von Wärme oder Strom zu versor- gen. Nach der DIN 8930 besteht die Leistungsvergütung durch den Kunden „aus dem Entgelt für die bezogene Nutzenenergie, die Vorhaltung der Ener- gieerzeugungsanlage und die Abrechnung.“ (DIN 8930 Teil 5; S.4). Beim Einspar-Contracting liegt der Fokus nicht auf der Energieer- zeugung, sondern auf der Optimierung der Energienutzung und des Energie- verbrauchs. Der Contractor identifiziert mit dem Kunden Einsparpotentiale am Gebäude im Zusammenhang mit dem Verhalten der Nutzer und realisiert Energieliefer-Contracting Einspar-Contracting Finanzierungs-Contracting Technisches Anlagenmanagement Contracting- Varianten
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    2. Contracting alsDienstleistungsmodell im Gebäudebereich 22 diese in eigener Verantwortung und auf eigene Rechnung. In der Regel se- hen die Verträge vor, dass sich die Kosten während der Vertragslaufzeit für den Kunden nur unwesentlich ändern, sodass der Contractor seinen Auf- wand aus den erzielten Einsparungen finanzieren kann. Da die erzielten Ein- sparungen zumeist dauerhafter Natur sind, profitiert der Kunde hiervon noch nach Ende des Contracting-Vertrags (BBSR, BBR, 2012). Dem Finanzierungs-Contracting kann eine Energieeinsparung oder eine Energielieferung zugrunde liegen. Charakteristisch hierfür ist, dass der Cont- ractor die anfängliche Investition übernimmt, d.h. Planung, Finanzierung und Errichtung, bzw. Installation, der Anlage. Für die Bereitstellung erhält er in der Folge vom Kunden wiederum ein vereinbartes Entgelt. Im Gegensatz zu den vorhergehenden Varianten ist die Betriebsführung weiterhin Aufgabe des Kunden. Da die Gesamtverantwortung der Maßnahme bei dieser Variante beim Kunden verbleibt, hat der Contractor lediglich einen Anreiz die Kosten für seinen Teil der Leistungspflicht zu minimieren, nicht aber für die Effizienz der gesamten Maßnahme zu sorgen. Dieses Charakteristikum ist daher ein wichtiges Unterscheidungsmerkmal zu den beiden zuvor beschriebenen Va- rianten, Auch beim Technischen Anlagenmanagement verbleibt das Effizienzrisiko der gesamten Maßnahme beim Kunden. Die Verantwortung des Contractor beschränkt sich auf die Bedienung und Instandhaltung von Anlagen oder den technischen Gewerken. In der Literatur wird es deshalb bisweilen auch als Betriebsführungs-Contracting bezeichnet. Beide Formen, das Finanzierungs-Contracting sowie das Technische Anla- genmanagement, beschränken sich in ihrem Leistungsumfang lediglich auf eine Teilfunktion der gesamten Maßnahme. Vor diesem Hintergrund lassen sie sich als reduzierte Unterformen des Energieliefer-Contracting, bzw. des Einspar-Contracting betrachten (Meinefeld, 2004). Trotz dieser Normierung sind die beschriebenen Varianten kein Bestandteil gesetzlich festgeschriebe- ner Leistungskataloge. Für den rechtlichen Anspruch ist daher nicht die Be- nennung, sondern lediglich die im Einzelfall vereinbarte Leistung relevant (Hack, 2012). Darüber hinaus weist das Deutsche Institut für Normung e.V. in der zitierten Norm explizit darauf hin, dass in der Praxis unterschiedliche Mischformen der dargestellten Varianten existieren (DIN 8930 Teil 5).
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    2. Contracting alsDienstleistungsmodell im Gebäudebereich 23 Zusammenfassend läßt sich daher festhalten, dass sich mögliche Leistungen des Contractors aus einem breiten Bündel variabel kombinierbarer Teilleis- tungen zusammensetzen lassen. In der Literatur aufgeführte Beispiele rei- chen von der Planung, Finanzierung, Installation, Betriebsführung, Instand- haltung, Abrechnung, Inkasso, Versicherung, bis zum Berichtswesen ent- sprechender Energiedienstleistungen (EnergieAgentur.NRW, 2007; Geiß, 2006; Göllinger, 2001). Die Gemeinsamkeit aller Contracting-Typen liegt daher nicht in der Beschrei- bung der Aufgabeninhalte, sondern in der veränderten Zuteilung der Aufga- ben zwischen Energiedienstleister und Kunden. So überträgt der Kunde in allen Varianten Aufgaben im Zusammenhang mit der Energieversorgung, bzw. –einsparung, aus seinem eigenen Verantwortungsbereich vertraglich auf den Contractor und zahlt hierfür eine langfristig angelegte monetäre Ge- genleistung. Ein konstitutives Merkmal des Contracting ist somit die Ver- schiebung der konventionellen Arbeitsteilung zwischen Energieanbietern und –nachfragern zugunsten des Energieanbieters (Hennicke, et al., 1996; Meinefeld, 2004). 2.2 Anbieterstruktur und Marktentwicklung von Contracting In den 90er Jahren des letzten Jahrhunderts sind die klassischen Energie- versorgungsunternehmen (EVU), die ersten Anbieter von Contracting- Verträgen in Deutschland (Geiß, 2006). Ausgehend von dem ursprünglichen Ziel, Effizienzpotentiale auf der Kundenseite zu heben, dient Contracting die- sen Unternehmen hauptsächlich als Mittel der Absatzförderung bzw. – stabilisierung. Besonders die langen Amortisationszeiten und die damit ver- bundenen Vertragslaufzeiten führen bei den Unternehmen zu verlässlich kal- kulierbaren Umsätzen und somit zu einer langfristigen Sicherung der Erträge (IZES gGmbH, Bremer Energie Institut, Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie, 2011). Diese Eigenschaften wirkten auch auf Unternehmen angrenzender Wert- schöpfungsbereiche attraktiv, sodass im Zeitverlauf neue Anbieter in den Markt drängen. Heute steht eine Vielzahl von Unternehmen aus unterschied- lichen Branchen den Energieversorgungsunternehmen als Wettbewerber im Contracting-Markt gegenüber. Wie Abbildung 4 illustriert, sind die Herkunfts-
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    2. Contracting alsDienstleistungsmodell im Gebäudebereich 24 branchen der Anbieter dabei ebenso vielfältig wie die einzelnen Funktions- leistungen, die in Contracting-Modellen gebündelt werden. So finden sich neben den Energieversorgungsunternehmen bspw. klassische Handwerks- betriebe, Ingenieursdienstleister, Wohnungsbaugesellschaften, Facility- Management-Unternehmen, Anlagenhersteller und Energieagenturen unter den heutigen Contracting-Anbietern (Knott, 1997).12 Zusätzlich zu den Unter- nehmen, die ihr ursprüngliches Geschäftsmodell aus einem angrenzenden Leistungsfeld um Contracting-Angebote erweitern und sich hierdurch in Ih- rem Produktangebot diversifizieren, finden sich neue, spezialisierte Contrac- ting-Firmen auf dem Markt. Diese zumeist eigenständigen Unternehmen se- hen ihre Kernkompetenz allein im Bereich Contracting (EnergieAgentur.NRW, 2007). Sie werden als Energiediensteistungsunternehmen (EDU) bezeichnet und verstehen sich häufig als Förderer regenerativer Energien (Geiß, 2006). Abbildung 4: Übersicht zum Hintergrund von Contracting-Anbietern 12 In einigen Publikationen werden auch Finanzdienstleistungsunternehmen als Anbieter von Contracting genannt. Auf ihre Nennung wurde hier bewusst verzichtet, da es sich in der Regel um sehr spezifische Finanzierungslösungen handelt, die weder die Planung, noch die Installation einschließen. Vgl. hierzu bspw. (EnergieAgentur.NRW, 2007).
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    2. Contracting alsDienstleistungsmodell im Gebäudebereich 25 Aufgrund der Vielzahl unterschiedlicher Anbieter, ihren spezifischen Leis- tungsschwerpunkten und ihrem Know-how kennzeichnet den Contracting- Markt seine große Heterogenität (EnergieAgentur.NRW, 2007). Unterschied- liche Studien beziffern die Anzahl der Anbieter im deutschen Markt auf 300 bis 500 Unternehmen, je nach thematischer Abgrenzung und dem Zeitpunkt der Erhebung (BMVBS, BBSR, BBR, 2009). Qualitative Erhebungen zeigen ferner, dass eine Dominanz von zwei Unternehmensarten im Markt festzu- stellen ist. Nach Daten der Firma Prognos und des Vereins für Wohnen im Eigentumg e.V. entstammen die meisten Anbieter der Brache der Energie- versorgungsunternehmen, gefolgt von den Energiedienstleistungsunterneh- men (Vgl. Abbildung 5). Die übrigen Anbieter sind zahlenmäßig wenig rele- vant, da sie auch aggregiert in ihrer Anzahl hinter den beiden erstgenannten Kategorien zurückbleiben (BMVBS, BBSR, BBR, 2009; Warnecke, 2008). Abbildung 5: Studienergebnisse zur Anbieterstruktur bei Contracting- Modellen im Vergleich Der jährliche Umsatz mit Contracting-Produkten wird im Jahr 2009 insgesamt auf ca. 2 Mrd. € taxiert (BMVBS, BBSR, BBR, 2009). Das bei weitem erfolg- reichste Contracting-Modell im Markt ist dabei das Energieliefer-Contracting. Nach Angaben einer VfW-Mitgliederbefragung ist diese Variante mit 85% die mit Abstand häufigste Organisationsform beim Abschluss eines Contracting- Vertrags im Markt. Wie Abbildung 6 zeigt folgt an zweiter Stelle das Engergiespar-Contracting mit 9%, während die beiden anderen Varianten,
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    2. Contracting alsDienstleistungsmodell im Gebäudebereich 26 das Technische Anlagenmanagement und das Finanzierungs-Contracting, gerade noch einen Marktanteil von 5%, bzw. 1% aufweisen (Verband für Wärmelieferung e.V., 2011). Abbildung 6: Übersicht zu Contracting-Varianten nach ihrer relativen Häufig- keit Als Zielkunden im Contracting-Markt gelten traditionell große Energiever- braucher, wie sie in der Industrie, dem Gewerbe, öffentlichen Einrichtungen oder der Wohnungswirtschaft zu finden sind, da durch den vergleichsweise großen Energieverbrauch pro Kunde ein hoher Umsatz generiert wird. In der Literatur wie in der Praxis wird in Anlehnung an diese Überlegung häufig auch von kritischen Größen gesprochen, um ein Contracting-Modell wirt- schaftlich zu betreiben (Geiß, 2006). Demnach sind die Anbieter nur ab einer gewissen Umsatzgröße fähig, den Kunden einen attraktiven Preis für die Dienstleistung anzubieten. Nach Angaben des VfW lohnt sich Contracting erst ab einer beheizten Fläche von 1.000m², bzw. ab 6-10 Wohneinheiten pro Wohnanlage (Verband für Wärmelieferung e.V., 2012). Dies deckt sich im Wesentlichen mit dem Markthabitus, nach welchem sich Contracting- Angebote schwerpunktmäßig an Kunden mit Objekten ab einer Mindestgröße von 13 Wohneinheiten richten (BMVBS, BBSR, BBR, 2009). Entgegen diesen Überlegungen zeigen mehrere Beispiele aus der Praxis allerdings, dass Contracting auch für bedeutend kleinere Einheiten erfolg- reich angeboten werden kann. Das Bremer Energie Institut führt 2011 eine Markterhebung zu Contracting-Lösungen für Einfamilienhäuser, dem soge- nannten Mini-Contracting, durch, in dessen Rahmen bundesweit 54 Unter-
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    2. Contracting alsDienstleistungsmodell im Gebäudebereich 27 nehmen identifiziert werden, die Contracting aktiv anbieten. Als Branchenfüh- rer dieser Nische hat die EWE Energie AG demnach Mitte 2010 bereits über 10.000 Kunden im Rahmen eines Mini-Contractings unter Vertrag (Clausnitzer, et al., 2011). Obwohl diese Beispiele die Vielfältigkeit und die bestehende Verbreitung von Contracting in Deutschland illustrieren, bleibt die Photovoltaik als Contrac- ting-Maßnahme in Literatur wie der Praxis bis heute nahezu unberücksichtigt. Zwar wird wie bei der Grazer Energieagentur das solare Energieliefer- Contracting explizit erwähnt, jedoch umfasst „solar“ hier lediglich die solar- thermische Wärmeenergieerzeugung (Grazer Energieagentur, 2013). Glei- ches gilt für die Studie „Contracting im Mietwohnungsbau“ aus dem Jahr 2009, die auf ein gemeinsames Forschungsprojekt mehrerer Bundeseinrich- tungen zurückgeht. In den hierzu veröffentlichen Umfrageergebnissen sehen die Contracting-Unternehmen die größten Marktpotentiale der Branche bei der Solarenergie und damit noch deutlich vor den klassischen Lösungen wie bspw. BHKW, KWK oder Biomasse. Aus dem Kontext erschließt sich jedoch, dass hierunter wiederum allein die solarthermische Wärmeerzeugung ver- standen wird (BMVBS, BBSR, BBR, 2009), weshalb die Erkenntnisse dieser Untersuchungen im Rahmen dieser Arbeit nur bedingt von Bedeutung sind. 2.3 Relevante Contracting-Modelle für die PV und Treiber für deren Nutzung Auf Basis der allgemeinen Charakterisierung von Contracting und dessen Markt stellt sich im nächsten Schritt die Frage unter welcher Contracting- Variante ein Betreibermodell auf Basis von PV einzuordnen wäre. Wie bereits ausgeführt, führt der Betrieb einer Photovoltaik-Anlage nicht per se zu einer Energieeinsparung. Vielmehr wird Energie in Form von Strom unter Verwendung eines regenerativen Energieträgers produziert. Vor die- sem Hintergrund ist die Photovoltaik als Maßnahme im Rahmen des Energie- liefer-Contracting zu verstehen, während eine Einordung als Einspar- Contracting hingegen definitorisch ausgeschlossen ist.13 Darüber hinaus ist 13 Dem könnte entgegnet werden, dass die Installation von Photovoltaik den konventionel- len Stromverbrauch aus dem Netz reduziert und damit als Maßnahme im Rahmen eines
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    2. Contracting alsDienstleistungsmodell im Gebäudebereich 28 eine Modellierung als Finanzierungs-Contracting oder als Technisches Anla- genmanagement mit dem Fokus auf eine Photovoltaik-Anlage denkbar, da beide Formen unabhängig von der Beurteilung sind, ob eine Energieerzeu- gung oder –einsparung erfolgt. Aufgrund des Ziels einer ganzheitlichen und grundlegenden Betrachtung konzentriert sich die weitere Darstellung auf die Umsetzung einer PV-Anlage in Form eines Energieliefer-Contracting. Dieser Vorgehensweise liegt die Annahme zugrunde, dass der Fokus auf das übergeordnete Organisations- konzepts des Energieliefer-Contracting auch die Vor- und Nachteile der Un- terformen, bzw. deren Wirtschaftlichkeit erlaubt. Bei der Entscheidung, auf eine Contracting-Dienstleistung zurückzugreifen handelt es sich im Kern um eine häufig untersuchte Thematik, die in der be- triebswirtschaftlichen Literatur ausführlich unter der Bezeichnung „Make-or- Buy-Entscheidung“ behandelt wird. Hierbei erfolgt die Erörterung der Frage, ob es vorteilhaft ist, eine Leistung in Eigenfertigung zu erstellen, oder durch Fremdbezug von einem anderen Unternehmen einzukaufen (Hill, et al., 2010). Die Entscheidung zum Fremdbezug, auch Outsourcing genannt, be- wirkt, dass interne Tätigkeiten fortan in der Verantwortung der externen Dienstleister liegen (Jentsch, 2010). Es ist daher zutreffend, wenn Geiß aus Kundensicht das Contracting als „das Outsourcing der Energieversor- gung“ bezeichnet (Geiß, 2006; S. 272). Aufgrund ihrer engen inhaltlichen Verwandtschaft finden sich in der betriebs- wie energiewirtschaftlichen Literatur ähnliche Motive zur Verpflichtung exter- ner Partner (Barzel, 2000; Meinefeld, 2004). In einer von dem BMVBS dem BBSR und dem BBR durchgeführten Studie zum Thema Contracting im Mietwohnungsbau werden Vertreter der Wohnungswirtschaft zu ihren Be- weggründen befragt, Contracting-Lösungen in Betracht zu ziehen. Demnach nennt die Mehrheit der Teilnehmer die beiden folgenden Aspekte als wesent- lich (BMVBS, BBSR, BBR, 2009): Energiespar-Contracting zu verstehen ist. In der Literatur wird die solarthermische Ener- gieerzeugung allerdings als Einspeise-Contracting betrachtet (BMVBS, BBSR, BBR, 2009). Da es für die Kategorisierung unerheblich ist, ob die Abnahme von konventionell erzeugtem Strom oder von konventionell erzeugter Wärmenergie reduziert wird, ist davon auszugehen, dass diese Einordnung in gleicher Weise für die Photovoltaik gilt.
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    2. Contracting alsDienstleistungsmodell im Gebäudebereich 29  Die Finanzierung der Anfangsinvestition durch den Contractor  Die Übernahme von Dienstleistungen durch den Contractor Diese Motive von Vertretern der Wohnungswirtschaft stehen stellvertretend für Contracting-Kunden aller Bereiche (Geiß, 2006; Knott, 1997; Meinefeld, 2004; Clausnitzer, et al., 2011). Die Aufgabe, eine hohe Anfangsinvestition zu finanzieren, stellt Unternehmen regelmäßig vor Herausforderungen. Bei begrenzten finanziellen Mitteln konkurriert jede Investition in die Energieer- zeugung im Geschäftsalltag mit dem Kapitalbedarf anderer Bereiche (Geiß, 2006). Dies kann zur Folge haben, dass die kapitalintensive Anschaffung neuer Energieerzeugungsanlangen mit ihren vergleichsweise langen Amorti- sationszeiten gegenüber anderen Projekten zurückgestellt wird (EnergieAgentur.NRW, 2007). Das Unternehmen kann diesen Zielkonflikt durch eine Finanzierung der Anfangsinvestition mithilfe eines Contractors umgehen und sich durch nunmehr anfallende, regelmäßige, kleine Zahlun- gen in die Lage versetzen, die Maßnahme umzusetzen (Geiß, 2006). Analog verhält es sich bei Kunden aus dem öffentlichen, oder privaten Sektor, die auf Basis von Contracting-Lösungen eine Entlastung im Verwaltungshaushalt (Knott, 1997), bzw. der eigenen Rücklagen erreichen können (Clausnitzer, et al., 2011). Hinter dem anderen Treiber, die Übernahme von Dienstleistungen durch den Contractor, steht das Versprechen einer zeitlichen und fachlichen Entlastung des Kunden. „Zur Durchführung von energietechnischen Investitionen brau- chen sich Contracting-Nehmer kein energietechnisches Wissen und keine Markenkenntnisse anzueignen. Außerdem reduziert sich die Suche, Auswahl und Überprüfung der Vertragspartner auf einen Generalunternehmer – den Contracting-Geber.“ (Geiß, 2006; S. 304). Während der Kunde im Nicht- Contracting-Fall mit vielen unterschiedlichen Funktionsträgern wie Installateuren, Anlagenherstellern, Banken, Versicherungen, etc. in Kontakt treten muss, ist er beim Contracting auf lediglich einen Ansprechpartner angewiesen (Clausnitzer, et al., 2011). Die Reduktion der Schnittstellen und Interaktionen hat für den Kunden zur Folge, dass er seine Transaktionskosten, d.h. den eigenen Aufwand im Kontakt mit externen Dienstleistern, signifikant reduzieren kann (Rotering, 1993; Knott, 1997). Ab-
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    2. Contracting alsDienstleistungsmodell im Gebäudebereich 30 bildung 7 illustriert den Unterschied zwischen den beiden Organisationsformen schematisch. Abbildung 7: Vergleich der Transaktionsbeziehungen zwischen dem konven- tionellen Modell der Energiebeschaffung und dem Contracting-Modell Neben diesen Hauptmotiven ergeben sich im Einzelfall weitere Vorteile, die vom jeweiligen Contractor, der zugrunde liegenden Energiemaßnahme, so- wie der individuellen vertraglichen Gestaltung abhängen. Diese umfassen beispielsweise: Eine verbesserte Wirtschaftlichkeit in Folge von Größende- gressionseffekten beim Contractor (EnergieAgentur.NRW, 2007), Kostensi- cherheit durch festgelegte Energiepreise, Kostenoptimierung durch Effizienz- gewinne (Meinefeld, 2004), Erzielung von Steuervorteilen, ein Imagegewinn durch umweltschonende Energieanlagen (Knott, 1997), etc.
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 31 3. Ausrichtung und Aufbau eines PV-Contractings Nach Abschluss der allgemeinen Einführung zum Thema Contracting wird nun untersucht, wie ein Energieliefer-Contracting auf Basis der Photovoltaik- technologie ausgerichtet und aufgebaut sein könnte. In Anlehnung an beste- hende Contracting-Modelle anderer Energieerzeugungstechnologien wird am Beispiel grundlegender Bestandteile wie Kundengruppen, Anlagenstruktur, Einspeisevertrag wird dargelegt, wie diese im Zusammenhang mit einem PV- Contracting definiert, bzw. ausgestaltet werden könnten. 3.1 Kundensegmentierung und Energielieferumfang Die Betrachtung potentieller Kundengruppen setzt ein klares Verständnis voraus, unter welchen Voraussetzungen Installation und Betrieb einer PV- Anlage auf einem Gebäude sinnvoll erscheint. So sollten sich zur PV- Stromerzeugung eignende Pult- und Satteldächer optimaler Weise ca. 30 Grad geneigt und nach Süden ausgerichtet sein. Unabhängig von der Art des Daches sollte während der gesamten Betriebszeit eine Verschattung der Modulflächen vermieden werden, um signifikante Leistungseinbußen bei der Stromproduktion und somit der Wirtschaftlichkeit der Maßnahme zu verhin- dern (Wosnitza, et al., 2012). Desweiteren ist eine PV-Stromproduktion nur sinnvoll, wenn am Standort auch ein Verbraucher existiert, der den produ- zierten Strom nutzt. Sind sowohl eine geeignete Dachfläche und ein Ver- braucher vorhanden, kann eine Eignung des Objekts für ein PV-Contracting unterstellt werden. Für eine grundlegende Auswahl geeigneter Objekte sind weitere Kriterien vorerst irrelevant. Alle Eigentümer von Objekten, welche die die ersten bei- den Kriterien erfüllen, sind demnach potentielle Kunde einer PV-Contracting- Lösung. Auf Basis dieser beiden Qualifikationskriterien stellt sich nun die Frage nach einer sinnvollen Segmentierung dieser Kunden. Ohne Berücksichtigung der Branchenzugehörigkeit und Rechtsform potenti- eller Kunden, zeigen sich erhebliche Unterschiede im Verbrauchsverhalten und den infrastrukturellen Anforderungen. Wie die Analyse der folgenden Kapitel zeigen wird, beeinflussen diese Eigenheiten allerdings den Aufbau eines PV-Contractings und die alternativen Strombeschaffungskosten der
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 32 Kunden so erheblich, dass eine nähere Charakterisierung unter diesen As- pekten lohnend erscheint. Als Grundlage sollen hierzu die Kundensegmente der großen deutschen Grundversorger herangezogen werden, die allesamt eine ähnliche Untertei- lung der Kunden für ihre Stromdienstleistungen vornehmen. So unterscheidet EnBW seine Stromkunden in Industrie-, Gewerbe-,14 und Privatkunden (EnBW Energie Baden-Württemberg AG, 2013). Abhängig von dem betrach- teten Segment sind deutliche Unterschiede im Stromverbrauch erkennbar. Die größten Stromverbraucher finden sich traditionell in der Indust- rie. Insbesondere Unternehmen aus der Metall-, Papier-, oder Chemieindust- rie zählen zu den energieintensivsten Branchen und erreichen Jahresstrom- verbräuche jenseits eines Gigawatts (Küchler, et al., 2012). Aufgrund ihres hohen Verbrauchs profitieren Industrieunternehmen von vergleichsweise günstigen Abnahmepreisen. Da die Abnahmemengen von Industriekunden abhängig von Branche und Größe des Unternehmens streuen, ist jede all- gemeine Aussage zum Stromverbrauch notgedrungen unscharf. Gemäß Da- ten von Eurostat, zahlen bspw. Industrieabnehmer mit einem Verbrauch zwi- schen 20 und 70 GWh/Jahr durchschnittlich 14,21 €-Cent pro Kilowattstunde Strom inkl. aller Steuern (Eurostat, 2012).15 Der Stromverbrauch im Gewerbekundenbereich ist allgemein deutlich mode- rater. Eine Aussage über die durchschnittliche Verbrauchsmenge ist auf- grund der Mannigfaltigkeit der Betriebe in diesem Segment jedoch ebenfalls kaum möglich. Die Staffelmengen der EnBW-Gewerbestromtarife lassen al- lerdings eine Schätzung der Größenordnungen der Abnahmemengen zu. So richtet sich bspw. der Gewerbestromtarif EnBW Aktiv Profi nach Verbrauchs- stufen von 0 bis 6.000 kWh/a (Stufe 1), von 6.001 bis 30.000 kWh/a (Stufe 2) und ab 30.001 kWh/a (Stufe 3). Die Abnahmepreise der Kunden dieses Be- reichs sind demzufolge höher als im Industriekundensegment. Da Gewerbe- stromtarife von Eurostat nicht ausgewertet werden, kann die Preisstruktur der 14 Während nach der Segmentierung der EnBW zusätzlich Landwirtschaftskunden aufge- führt werden, sind diese im Rahmen dieser Arbeit unter den Gewerbekunden subsumiert (EnBW Energie Baden-Württemberg AG, 2013). 15 Deutsche Industrieabnehmer mit einem Verbrauch zwischen 0,5 GWh/a und 2,0 GWh/a zahlen durchschnittlich 17,03 €-Cent pro Kilowattstunde Strom inkl. Mwst. (Eurostat, 2012).
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 33 EnBW wieder als grobe Orientierung dienen. Demnach rangieren 2013 die Preise aller angebotenen Gewerbestromtarife zwischen 26,16 €-Cent/kWh und 31,39 €-Cent/kWh (EnBW Energie Baden-Württemberg AG, 2013).16 Privatkunden zeigen im Vergleich zu den anderen beiden Segmenten die geringsten Abnahmemengen an Strom pro Jahr. So verbraucht ein Haushalt im Jahr 2008 durchschnittlich 3.100 kWh/Jahr (Frondel, et al., 2011).17 Der Preis, den private Verbraucher für eine jährliche Abnahmemenge zwischen 2.500 und 5.000 kWh im ersten Halbjahr 2012 durchschnittlich entrichten müssen, beträgt 25,95 €-Cent pro kWh inkl. Mwst. (Eurostat, 2013). Die zum Jahreswechsel um 1,69 €-Cent gestiegene EEG-Umlage verursacht eine geringfügige Erhöhung der genannten Eurostat-Daten aus 2012 (Wirth, 2012). Unter Berücksichtigung dieser Erhöhung ergeben sich für das Jahr 2013 Referenzstrompreise wie in Abbildung 8 dargestellt. Verglichen mit den Industriekunden, die aufgrund ihrer Nachfragehöhe Ihren Strom zu deutlich günstigeren Konditionen beziehen, zahlen private Haushalte und Gewerbe ähnlich hohe Preise für Ihren Strom. Abbildung 8: Kategorisierung der Contracting-Projekte nach Referenzstrom- preisen und Anzahl der Stromkunden 16 Betrachtet werden nur Laufzeitprodukte mit festen Preisen nach Auswertung einer Stutt- garter Postleitzahl. Es ist nicht ausgeschlossen, dass die Tarife an anderen Standorten von den hier genannten Werten abweichen. Die genannten Werte beinhalten die gesetz- liche Mwst. Vgl. hierzu (EnBW Energie Baden-Württemberg AG, 2013). 17 Abhängig von der Personenzahl in den Haushalten beträgt der Stromverbrauch durch- schnittlich zwischen ca. 1.900 bis 6.100 kWh/Jahr. (Frondel, et al., 2011). Referenzstrompreise Industrie 15,90 €-Cent/kWh Gewerbe 26,16 - 31,39 €-Cent/kWh Private Haushalte 27,64 €-Cent/kWh Anzahl der Stromkunden Ein-Kunden-Fall Eigentümer = Stromkunde Mehr-Kunden-Fall 1) Eigentümer = Auftraggeber, ggf. auch Stromkunde 2) Stromkunden = Mieter 1,2,3, ... (i.d.R. mehrere)
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 34 Die Charakterisierung der bestehenden Strompreissegmente ist für die spä- tere Preis- und Umsatzkalkulation unter Berücksichtigung von Opportunitäts- kosten der Contracting-Nehmer von Bedeutung. Demgegenüber hat jede kostenseitige Bewertung der Contracting-Modelle eine Kundensegmentie- rung nach Anzahl der versorgten Stromkunden zu berücksichtigen, da diese Zählerinfrastruktur und Abrechnungsaufwand beeinflusst.18 Im einfachsten Fall ist der Eigentümer der Immobilie der einzige Stromverbraucher. Der Contractor sieht sich sowohl bei der Beauftragung wie bei der Lieferung und Abrechnung des Stroms einer einzigen Person gegenüber, weshalb diese Konstellation entsprechend als „Ein-Kunden-Fall“ bezeichnet werden kann. Demgegenüber ist auch die Konstellation eines „Mehr-Kunden-Falls“ mög- lich, d.h. im Unterschied zum Ein-Kunden-Fall versorgt der Contractor meh- rere Stromkunden in einer Liegenschaft. Dies ist bspw. im Bereich der Woh- nungswirtschaft vorstellbar, wenn ein Unternehmen als Eigentümer einer Immobilie ein PV-Contracting für ihr Objekt abschließt und dem Contractor die vertragliche Sicherheit gewährt, die Anlage über die Laufzeit hinweg auf dem Dach des Gebäudes betreiben zu dürfen. Potentieller Stromkunde wäre in diesem Fall nicht nur der Auftraggeber und Eigentümer der Immobilie selbst, sondern alle privaten oder gewerblichen Mieter in dem Gebäude. Der Contractor leistet folglich eine Energiedienstleistung gegenüber allen Partei- en, insofern diese die Dienstleistung in Anspruch nehmen. Wird hierbei von der Stromversorgung der Kunden durch den Contractor ge- sprochen, ist stets zu spezifizieren, ob es sich um eine Voll- oder Teilversor- gung handelt. Dies liegt an der Tatsache, dass die Menge an produziertem PV-Strom von der aktuellen Sonneneinstrahlung abhäng ist und daher nicht an das Lastprofil der Stromkunden, d.h. dem tageszeitspezifischen Strom- verbrauch, angepasst werden kann. Für die Dauer des Betriebs einer PV- Anlage sind somit zwei Konstellationen voneinander zu unterscheiden19 : 18 Nähere Erläuterungen zu den Unterschieden im Zähleraufbau findet sich im Kapitel 3.6. 19 Theoretisch existiert eine dritte Konstellation für den Fall, dass der Stromverbrauch exakt mit dem durch die PV-Anlage produzierten Strom übereinstimmt. In dieser Situation wür- de weder PV-Strom ins Netz eingespeist, noch zusätzlicher Strom aus dem Netz bezo- gen. Da dieser Fall allerdings vorwiegend theoretischer Natur ist, bzw. nur einer Mo- mentaufnahme entspricht wird er in diesem Zusammenhang nicht weiter berücksichtigt.
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 35 1. Produzierter PV-Strom ist größer als der Stromverbrauch der Cont- racting Kunden 2. Produzierter PV-Strom ist kleiner als der Stromverbrauch der Cont- racting Kunden Im ersten Fall erzeugt die Anlage mehr Strom als im Rahmen des Contrac- ting-Modells abgesetzt werden kann. Wenn kein dezentraler Stromspeicher existiert, wird der überschüssige Anteil in das Stromnetz eingespeist. Die Vergütung erfolgt gemäß § 20b Abs. 10 EEG nach den im Bundesanzeiger veröffentlichten Sätzen zugunsten des Contractors. Produziert die PV-Anlage hingegen im zweiten Fall weniger Strom, als vom Kunden benötigt wird, muss die über die Teilversorgung der PV-Anlage hinausgehende Menge an Strom aus dem Netz bezogen werden. Dies erfolgt entweder über einen se- paraten Stromliefervertrag, den der Kunde parallel zum Contracting mit ei- nem EVU (Energieversorgungsunternehmen) seiner Wahl schließt, oder aber der Contractor bietet dem Kunden eine Vollversorgung an, indem er den feh- lenden Strom, sogenannten Zusatz- und Reservestrom, aus dem Netz zu- kauft (Legler, et al., 2013). In diesem Fall schließt der Contractor zur Erfül- lung seiner Vollversorgungspflicht einen Stromliefervertrag mit einem ande- ren EVU, der die Differenz zwischen Kundenverbrauch und PV-Erzeugung liefert (Hack, 2012). Für den Kunden hat dies den Vorteil, dass er keine zwei, sondern wie bisher lediglich einen Vertrag für seine Strombezug abschließen muss. Abbildung 9 stellt die erläuterten Rechtsverhältnisse für ein PV- Contracting mit Vollversorgung im Überblick dar. Neben dem Einspeisevertrag mit dem Netzbetreiber und dem Liefervertrag zur Bereitstellung von Zusatz- und Reservestrom mit einem anderen EVU stellt die vertragliche Regelung zwischen dem Contractor und dem Contrac- ting-Nehmer, bzw. den einzelnen Stromkunden, das wichtigste vertragliche Gestaltungselement eines PV-Contractings dar. Im Fall des Mehr-Kunden-Modells bedarf es für die Belieferung jedes Kunden jeweils einen Stromliefervertrag und zusätzlich einem Contracting-Vertrag für die vertraglichen Regelungen zwischen Contracting-Nehmer und Contractor. Im Ein-Kunden-Modell kann hingegen sowohl die Stromlieferung als auch die Bereitstellung der Dachfläche in Verbindung mit der PV-Anlage in einem ein- zigen Dokument, dem sogenannten Energiedienstleistungsvertrag, geregelt
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 36 werden. Die organisatorische Ausgestaltung der wichtigsten Bestandteile eines PV-Contractings mit einem Energiedienstleistungsvertrag wird in den folgenden Unterkapiteln behandelt. Abbildung 9: Relevante Rechtsverhältnisse bei PV-Contracting mit Vollver- sorgung (Legler, et al., 2013) 3.2 Allgemeine Bestimmungen und Rechtsnatur von Energiedienstleistungsverträgen Der Betrieb dezentraler Stromerzeugungsanlagen -und somit auch ein mögli- ches PV-Contracting- wird juristisch als Betrieb einer dezentralen Kundenan- lage bewertet und nicht wie grundsätzlich vorstellbar als dezentrales Strom- netz. Dies ist in der praktischen Umsetzung von erheblicher Bedeutung, da hierdurch weitreichende Pflichten zur Regulierung, Meldung und Überwa- chung entfallen (Legler, et al., 2013). Maßgeblich für diese Interpretation ist ein gesetzlicher Kriterienkatalog, der die Anzahl der angeschlossenen End- verbraucher, die geographische Ausdehnung, die Menge durch geleiteter Energie, sowie sonstige Kriterien zur Bewertung vorgibt (§ 3 Nr. 24a EnWG). Da einzelne dezentrale Energieerzeugungsanlagen im Sinne eines Energie- liefer-Contractings im Vergleich zum restlichen Strommarkt hinsichtlich die- ses Kriterienkatalogs als nicht signifikant angesehen werden, entfallen diese Netzpflichten auch für den PV-Contractor (§ 3 Nr. 16/18 EnWG).
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 37 Darüber hinaus sind die hier verwendeten Vertragsbegrifflichkeiten rechtlich mit keinen weiteren Ansprüchen verbunden. Alternativ zu den Begriffen, wie Stromliefervertrag, Contracting-Vertrag, bzw. Energiedienstleistungsvertrag sind daher auch andere Bezeichnungen möglich. Wie bei der Bezeichnung der Contracting-Modelle führt dies dazu, dass nicht die Bezeichnung des Vertrags, sondern allein dessen inhaltliche Ausgestaltung die Rechte und Pflichten der Vertragsparteien festlegt (Hack, 2012). Juristisch handelt es sich bei den Energiedienstleistungsverträgen um „Kauf- verträge oder gemischte Verträge mit kauf-, werk- und dienstvertraglichen Elementen“ (Hack, 2012, S. 13). Verstößt der Inhalt nicht gegen gesetzliche Verbote, kann durch einen derartigen Vertrag ein Schuldverhältnis beliebigen Inhalts begründet werden (§ 311 Abs. 1 BGB). Die vielen unterschiedlichen Contracting-Modelle indizieren, dass kein einheitliches Modell für einen sol- chen Energiedienstleistungsvertrag existiert (de Wyl, et al., 2003). Daraus folgt unmittelbar, dass der Energiedienstleistungsvertrag zur Stromlieferung unter Beachtung einiger weniger gesetzlicher Verordnungen und Richtlinien ein durch die Geschäftspartner frei zu gestaltendes Vertragswerk darstellt (§ 311 Abs. 1 BGB).20 Aufgrund dieses Gestaltungsspielraums sind die Leistun- gen und Pflichten zur Schaffung von Rechtssicherheit aller Beteiligten, sorg- fältig vertraglich zu regeln sind. 3.3 Liefer- und Leistungspflichten des Contractors Die Hauptpflicht des Contractors besteht in der Bereitstellung des Stroms aus der PV-Erzeugung und den notwendigen Zusatz- und Reservestromkontingenten.21 Da die Sonnenstrahlung als Primärenergieträger zur Erzeugung von PV-Strom täglichen, jahreszeitlichen und sogar jährlichen Schwankungen unterliegt (Watter, 2011), ist es unmöglich den Umfang der PV-Strommenge exakt festzuschreiben. Damit 20 Bei der Stromlieferung an Haushaltskunden sind Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie (EltRL), sowie § 41 des Energiewirtschaftgesetzes (EnWG) zu beachten, zudem ist die Stromgrundversorgungsverordnung (StromGVV) und die Niederspannungsanschlussver- ordnung (NAV) von praktischer Bedeutung (Hack, 2012). 21 Vor dem Hintergrund einer umfassenden Betrachtung des PV-Contractings wird im Fol- genden von einer Vollversorgung inkl. der Lieferung von Zusatz- und Reservestrom aus- gegangen.
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 38 dennoch der vornehmliche Zweck des PV-Contractings, nämlich die Lieferung von dezentral erzeugtem PV-Strom, auch in den Leistungspflichten des Contractors Berücksichtigung findet, kann ggf. eine langfristige Mindestmenge an PV-Strom vereinbart werden, die die zugrundeliegende Anlage auch in strahlungsärmeren Jahren erreichen soillte. Der Contractor sollte dies beurteilen können, da er auf Basis seiner Fachexpertise mögliche Objekte vor Abschluss der Verträge ohnehin evaluieren und hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit einer PV-Stromerzeugung einschätzen muss. Da die Konditionen und der Umfang aller Leistungspflichten vom jeweiligen Objekt abhängen und zudem Gegenstand einer individuellen Verhandlung zwischen Contractor und Contracting-Nehmer sind, soll an dieser Stelle lediglich ein Überlick zu den wesentlichen Regelungspunkten gegeben werden. Auf Basis des § 5 AVBFernwärmeV und einer Auflistung von Hack ist eine Regelung forlgender Sachverhalte erforderlich (Hack, 2012): Art der zu liefernden Energie Anschlussleistung und voraussichtliche Jahresarbeit Weitere Details zur Stromlieferung, ggf. Spezifizierung zum Mindestumfang an dezentral erzeugtem PV-Strom Lieferort Lieferzeitraum Zulässige Unterbrechungen der Versorgung (höhere Gewalt und andere Störungen durch Dritte; ggf. bestimmte Anlagenrisiken; betriebsnotwendige Arbeiten an der Anlage); besondere Anforderungen an die Versorgungssicherheit Anlagengrenze: Abgrenzung der Anlage des Energiedienstleisters von der Kundenanlage, insbesondere bei abweichender Liefergrenze Übernahme sonstiger Arbeiten/Aufgaben durch den Energiedienstleister Wie in der obigen Auflistung bereits angedeutet, umfasst eine hinreichende Beschreibung der Liefer- und Leistungspflichten nicht nur ihre Spezifizierung nach Ort, Zeit und Sache, sondern auch die Ausführung, unter welchen Be- dingungen diese gelten, bzw. nicht gelten. Andernfalls besteht das Risiko, dass sich der Contractor gegenüber dem Kunden nach §280 Abs. 1 BGB schadensersatzpflichtig macht, falls es während der Betriebsführung zu einer
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 39 Leistungsstörung kommt, auch wenn er die Störung nicht direkt zu vertreten hat. Zu Gunsten gegenseitiger Transparenz ist im Interesse beider Vertrags- parteien daher vertraglich zu vereinbaren, für welche Fälle eine Leistungs- pflicht gilt und unter welchen Umständen diese außer Kraft gesetzt wird. Eine mögliche Quelle für Leistungsstörungen der PV-Stromproduktion sind Auswirkungen externer Ereignisse wie Sturm, Feuer, Überspannung, die zu einer Beschädigung und einem Ausfall der PV-Anlage führen können. Durch den Abschluss einer gängigen Allgefahrenversicherung können diese Fälle allerdings versichert und über den Strompreis auf den Kunden umlegt wer- den. Die Versicherung entschädigt in diesem Fall nicht nur die Reparatur der defekten Teile, sondern übernimmt auch die Ertragseinbußen während der Schaden verursachten Ausfalldauer (Seltmann, 2011). Ist ein Anlagenausfall jedoch nicht auf äußere Einwirkungen, sondern auf das Bauteil selbst zurückzuführen, entfällt auch der Anspruch auf eine Ausfallent- schädigung. Der Ausfall eines PV-Moduls während des Contractings ist auf- grund ihrer Lebenserwartung von mehr als 20 Jahren eher unwahrscheinlich. Demgegenüber ist davon auszugehen, dass die eingebauten Wechselrichter während der Betriebszeit ausfallen und zu ersetzen sind (Seltmann, 2011). Um eine Schadensersatzpflicht gegenüber dem Contractor auszuschließen, sind diese Fälle vollständig oder auch nur im beschränkten Maße von der Leistungspflicht auszunehmen. Vorstellbar ist bspw. ein an der zu erwarten- den Wiederbeschaffungszeit der einzelnen Anlagenkomponenten orientierter Reaktionszeitraum, innerhalb dessen Verlauf der Contractor die Leistungs- störung nicht zu vertreten hat. Ebenso sollte die Leistungspflicht des Cont- ractors dann außer Kraft gesetzt werden, wenn Arbeiten zur Wartung und Instandhaltung eine kurzzeitige Abschaltung der Anlage erfordern, da dies notwendiger Bestandteil der Betriebsführung, sowie Basis einer effizienten und störungsarmen Stromproduktion der Anlage ist. Bei Leistungsstörungen, die in den unmittelbaren Verantwortungsbereich des Contractors fallen (bspw. Planungs-, Installations- oder Betriebsfehler), ist eine Ausnahme von der Schadensersatzpflicht gegenüber dem Kunden kaum zu vertreten, jedoch gilt auch hier die Vertragsfreiheit, sodass die Ver- tragsparteien individuelle Lösungen vereinbaren können (Hack, 2012).
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 40 Anders als bei etablierten Contracting-Modellen der Wärmeenergieversor- gung ist eine Versorgung der Kunden auch bei einer Störung der dezentralen Energieerzeugungsanlage über den vorhandenen Netzanschluss jederzeit gegeben. Dies hat zur Folge, dass im Wesentlichen der Contractor aufgrund der entgangenen Umsätze die Folgen einer Leistungsstörung der Anlage trägt, während der Kunde in seinem Verbrauchsverhalten nicht eingeschränkt wird. Der Contractor hat somit stets das Interesse, eine möglichst hohe Anla- genverfügbarkeit sicherzustellen. Abhängig von den jeweiligen Preisstruktu- ren entstünde für den Kunden überhaupt nur in dem Maße ein wirtschaftli- cher Schaden, wie er den PV-Strom günstiger bezieht als den Zusatz- und Reservestrom. 3.4 Abnahmepflicht von Kunden und Netzbetreibern Die Abnahmepflicht des Kunden bildet das Pendant zu den Liefer- und Leis- tungspflichten des Contractors. Dieser verpflichtet sich nur dann in die Ener- gieerzeugungsanlage zu investieren, wenn der Absatz der produzierten Energie sichergestellt ist. Der langfristig abgesicherte Verkauf der Energie garantiert die Amortisation seiner Investition. Im Gegensatz zu konventionel- len Contracting-Modellen aus der Wärmeenergieversorgung ist der Contrac- tor im Rahmen des PV-Contracting bei seinem Absatz nicht ausschließlich an den Kunden gebunden (Meinefeld, 2004). Eine weitere Option zum Absatz des erzeugten PV-Stroms besteht in der Einspeisung in das öffentliche Netz. Durch die seit Einführung des EEGs am 1. April 2000 geltende Einspeiseregelung, ist der Netzbetreiber verpflichtet, Strom aus erneuerbaren Energiequellen über eine Dauer von 20 Jahren zu einem festgelegten Satz pro kWh zu vergüten (Bundesumweltministerium, 2000). Seit der jüngsten Novellierung des EGGs wurde diese Regelung je- doch eingeschränkt. Bei einer installierten Anlagenleistung zwischen 10 kWp und 1000 kWp gelten die Einspeisetarife für maximal 90% der jährlich produ- zierten Energie , während die restliche Strommenge von den Netzbetreibern nicht vergütet wird (BGBl. 2012, Teil I, Nr. 38, S. 1754). Für den Erlös von Verkaufspreisen ist der Contractor gezwungen, mindestens 10% seiner Pro- duktion dezentral an einen Kunden zu verkaufen.
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 41 Die Stromabnahme des Kunden ist daher für den wirtschaftlichen Betrieb der PV-Anlage nach wie vor erforderlich. Ein Vergleich der vom EEG garantier- ten Vergütungssätze und den Endkundenpreisen der Verbraucher zeigt zu- dem, dass der Contractor mit dem Verkauf an den Kunden vermeintlich hö- here Preise erzielen kann. Abbildung 10 illustriert, dass bspw. im Jahr 2013 der zuvor errechnete Referenzstrompreis privater Haushalte 74% höher liegt als der ab ersten April 2013 geltende EEG-Vergütungssatz für bis zu 10- kWp-Anlagen (Bundesnetzagentur, 2013). Für den Contractor ist es daher vorteilhaft, möglichst viel Strom dezentral an den Kunden zu verkaufen, auch wenn von den hier abgebildeten Referenzstrompreisen noch Umlagen und Steuern abzuführen sind.22 Abbildung 10: Vergleich der EEG-Einspeisevergütung und den Referenz- strompreisen der Kundensegmente Die Einspeisung in das öffentliche Stromnetz auf Basis des EEGs ist für den Contractor vor diesem Hintergrund lediglich die zweitbeste Alternative. Gleichzeitig bildet sie aber die Basis für die Wirtschaftlichkeit des gesamten Modells, da überschüssiger PV-Strom keinen Umsatzausfall für den Contrac- tor nach sich zieht, sondern im Rahmen der Einspeisetarife garantiert vergü- 22 Eine detailliertere Aufschlüsselung nach Art und Umfang der gesetzlich vorgeschriebe- nen Steuern und Umlagen beim Verkauf von dezentral erzeugtem PV-Strom an Endkun- den erfolgt im Kapitel zur Preiskalkulation.
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 42 tet wird. Dabei unterscheidet die Existenz von zwei unterschiedlichen Ab- satzkanälen das PV-Contracting grundsätzlich von Energieliefer-Contracting- Modellen der Wärmeversorgung, bei der der Absatz der produzierten Energie in der Regel lediglich über die direkte Versorgung der Kunden erfolgt (Knott, 1997; Hennicke, et al., 1996). Während die Umsätze im Falle der Netzeinspeisung durch die Regelungen des EEGs langfristig garantiert sind, ist der Contractor daran interessiert auch die Abnahme durch die Kunden langfristig sicherzustellen. Dies ist ins- besondere von Bedeutung, wenn die Wirtschaftlichkeit des gesamten Ener- gieliefer-Contracting von den attraktiven Kundenumsätzen abhängt. Rechtlich betrachtet ist der Kunde nach § 4 StromGVV durch den Abschluss eines Stromliefervertrags verpflichtet, seinen gesamten Elektrizitätsbedarf durch den Bezug beim Lieferanten zu decken. Gleichzeitig wird allerdings die Vertragslaufzeit im Sinne einer freien Versorgerwahl nach § 309 Nr. 9 BGB auf maximal 2 Jahre beschränkt. Außerdem wird dem Kunden eine Kündi- gungsfrist von 2 Wochen eingeräumt (§ 20 Abs. 1 StromGVV). Eine langfris- tige Planungsgrundlange mit festen Kundenumsätzen, die für den Contractor die Investition in eine PV-Anlage rechtfertigen würde, ist auf dieser Basis nicht gegeben. Eine längere Vertragslaufzeit ist grundsätzlich möglich, muss jedoch über eine Individualabrede im Sinne des § 305 b BGB vereinbart wer- den. Eine andere Rechtsfolge ergibt sich bei einer langfristigen Absicherung der Abnahmepflicht in Form einer Dienstbarkeit. Im Unterschied zu den zuvor diskutierten vertraglichen Regelungen wird die Abnahmepflicht in diesem Fall nicht mit einer Person, sondern dem Grundstück verknüpft, auf dem die An- lage errichtet wird. Dies hat den Vorteil, dass bei einem Eigentümerwechsel die Abnahmeverpflichtung bzgl. des produzierten PV-Stroms automatisch auf den neuen Eigentümer übertragen werden kann. Die rechtliche Definition der sogenannten "beschränkten persönlichen Dienstbarkeit"23 lautet wie folgt: 23 Von der beschränkten persönlichen Dienstbarkeit wird die Grunddienstbarkeit nach § 1018 unterschieden, die die Belastung eines Grundstücks gegenüber einem anderen re- gelt. In diesem Fall wird hingegen davon ausgegangen, dass die PV-Anlage direkt auf dem Dach des Gebäudes und somit direkt auf dem Grundstück des Contracting-Nehmers installiert wird. Die Grunddienstbarkeit findet daher keine direkte Anwendung.
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 43 „Ein Grundstück kann in der Weise belastet werden, dass derjenige, zu des- sen Gunsten die Belastung erfolgt, berechtigt ist das Grundstück in einzelnen Beziehungen zu benutzen, oder dass ihm eine sonstige Befugnis zusteht, die den Inhalt einer Grunddienstbarkeit bilden kann“ (§ 1090 BGB) In der praktischen Anwendung folgt hieraus, dass die Befugnisse des Eigen- tümers durch die Eintragung einer Dienstbarkeit auf verschiedene Arten ein- geschränkt werden können. Im Sinne des PV-Contractings kann dem Eigen- tümer untersagt werden, eigene Stromerzeugungsanlagen auf dem Grund- stück zu errichten oder Strom von anderen als dem PV-Contractor zu bezie- hen (Hack, 2012). Im Ergebnis bedeutet dies, dass der Eigentümer des Grundstücks verpflichtet ist, seinen Strombedarf über den PV-Contractor zu decken. Die Dienstbarkeit wird durch die Eintragung in das Grundbuch wirk- sam und hat dauerhaften Bestand, wenn sie nicht durch Angabe eines Aus- laufdatums befristet wird (Ahrens, 2007). Der PV-Contractor vermag somit, seine Alleinstellung als Versorger langfristig zu sichern. Die langfristige Abnahmepflicht über die Eintragung einer Dienstbarkeit bin- det allerdings nur den Eigentümer und nicht die andere Stromkunden im Ge- bäude. Für die Stromkunden im Mehr-Kunden-Fall bedeutet dies, dass sie unverändert über die relativ kurze gesetzlichen Vertragslaufzeiten und Kün- digungsfristen im Sinne BGB und StromGVV verfügen (Legler, et al., 2013). Für eine Bindung dieser Kunden ist daher ein langfristig wettbewerbsfähiges Preismodell notwendig. 3.5 Eigentum und Zutritt zur Anlage Wesentliches Charakteristikum des hier beschriebenen Energieliefer- Contracting ist die Übernahme von Planung, Investition und Betriebsführung der PV-Anlage durch den Contractor, der zugleich auch Eigentümer der PV- Anlage ist. Diese besitzrechtliche Verteilung dient dem Zweck des gesamten Modells, den Kunden von möglichst allen Risiken und Pflichten der Energie- bereitstellung zu befreien, insbesondere auch den mit dem Besitz und Be- trieb der Energieerzeugungsanlage verbundenen. Darüber hinaus ist der Contractor für die Umsetzung des Contractings auch darauf angewiesen, über das alleinige Eigentum an der Anlage zu verfügen, um diese für die Fi-
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 44 nanzierung24 der Investition als Sicherungsmittel hinterlegen zu können (Drukarczyk, 2003). Aufgrund der festen Installation der PV-Anlage auf dem Grundstück des Contracting-Nehmers ist die rechtlich eindeutige Regelung der Eigentums- verhältnisse der Anlage nicht trivial und bedarf einer besonderen, Betrach- tung. Nach deutscher Rechtsprechung gehen bewegliche Sachen, welche zu einem wesentlichen Bestandteil eines Gebäudes werden, automatisch in das Eigentum ihres Besitzer über (§ 946 BGB). Das Eigentumsrecht des bisheri- gen Eigentümers an der mit dem Gebäude verbunden Sache erlischt unwei- gerlich und endgültig, unabhängig von der Motivation der handelnden Akteu- re (Hack, 2012). Diesbezüglich deutet die bisherige Rechtsprechung darauf hin, dass auch Energieerzeugungsanlagen von Gebäuden im Sinne des § 94 Abs. 2 BGB als wesentlicher Bestandteil des Gebäudes gesehen werden.25 Dies hätte zur Folge, dass der Contractor sein Eigentum an der PV-Anlage unweigerlich verliert, sobald diese auf dem Dach installiert ist (Hack, 2012). Eine Möglichkeit für die Wahrung des Anlageneingentums zugunsten des Contractors ergibt sich über die Regelung zum Scheinbestandteil in § 95 Abs. 1 S. 1 BGB. Demnach bleiben die Eigentumsverhältnisse unverändert, wenn eindeutig geregelt ist, dass die PV-Anlage nur zu einem vorüberge- henden Zweck auf dem Dach installiert und nach Beendigung der Energie- dienstleistung wieder demontiert wird. Sie gilt dann rechtlich als sogenannter "Scheinbestandteil" des Gebäudes. Dies setzt allerdings voraus, dass die Lebensdauer der Anlage die Laufzeit der Energiedienstleistung übersteigt und der Vertrag weder eine Absicht noch ein Wahlrecht zur Übernahme der Anlage durch den Eigentümer nach Vertragsende vorsieht (Hack, 2012). Beide Aspekte führen unabhängig voneinander zu einer Unwirksamkeit der Scheinbestandteilsabrede.26 Ein vorübergehender Zweck im Sinne des 24 An dieser Stelle wird davon ausgegangen, dass der Contractor die Anlage teilweise oder vollständig aus Fremdkapitalmitteln finanziert. Bei einer vollständigen Eigenkapitalfinan- zierung sind keine Sicherheiten zu hinterlegen (Drukarczyk, 2003). 25 Vgl. hierzu OLG Rostock, Urt. v. 15.01.2004 – 7 U 91/02, Rn. 11, CuR 2004, 145-148. 26 Bzgl. der Übernahme der Anlage durch den Kunden im Zsh. mit der Interpretation als Scheinbestandteil vgl. bspw. folgende Urteile: BGH, Urt. v. 20.05.1988 – V ZR 269/86, NJW 1988, 2789, 2790 = BGHZ 104, 298,301; Urt. v. 04.07.1984 – VIII ZR 270/83, WM 1984, 1236, 1237; etc. Bzgl. der Lebensdauer der Anlage im Zsh. mit der Interpretation
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 45 Scheinbestandteils wird rechtlich auch vermutet, wenn der Contractor die benötigte Dachfläche mietet oder pachtet. Hierzu führt der Bundesgerichtshof aus: „Verbindet der Mieter, Pächter oder ein in ähnlicher Weise schuldrecht- lich Berechtigter Sachen mit dem Grund und Boden, so spricht nach festste- hender Rechtsprechung regelmäßig eine Vermutung dafür, dass dies nur im seinem Interesse für die Dauer des Vertragsverhältnisses und damit zu ei- nem vorübergehenden Zweck geschieht“ (BGH, Urt. v. 31.10.1986 – VZR 168/85, NJW 1987, 774). Die dritte Methode, das Eigentum an der PV-Anlage auch während des Betriebs zu sichern, besteht in der bereits zuvor erwähnten beschränkten persönlichen Dienstbarkeit. Ähnlich wie bei Miete oder Pacht geht die Anlage rechtlich nicht in das Eigentum des Gebäudeeigentümers über, wenn die In- stallation und der Betrieb in Ausübung einer eingetragenen Dienstbarkeit er- folgt (§ 95 Abs. 1 S. 2). Da die Eintragung der Dienstbarkeit zur Absicherung der Abnahmepflicht ohnehin empfehlenswert ist, folgt hieraus kein nennens- werter Mehraufwand für die Beteiligten. Im Gegensatz zu den Bestimmungen zum Scheinbestandteil (§ 95 Abs. 1 S.1 BGB) hat in diesem Fall das Eigen- tumsrecht des Contractors auch dann Bestand, wenn dem Kunden eine Op- tion zur Übernahme der Anlage nach Vertragsende eingeräumt wird.27 Dies ist für beide Seiten vorteilhaft, da der Kunde die Anlage zur eigenen Strom- produktion weiter nutzen kann und der Contractor die Kosten für ihre Demon- tage und Entsorgung spart. Zur vollumfänglichen Erfüllung seiner Leistungspflichten ist das Eigentums- recht des Contractors über die PV-Anlage allerdings nicht ausreichend, denn hierzu benötigt der Contractor zudem ein Zugangsrecht zu den Anlagenteilen von dem Eigentümer des Grundstücks, bzw. Gebäudes, um regelmäßige Tätigkeiten wie Instandhaltung und Wartung durchführen zu können. Auf- grund der bereits diskutierten Vorteile eines Eigentümerwechsels wird dies im gegenseitigen Einverständnis sinnvollerweise ebenfalls über die Eintra- gung einer beschränkten persönlichen Dienstbarkeit garantiert (§ 1090 BGB). als Scheinbestandteil vgl. bspw. folgendes Urteil: OLG Köln, Urt. v. 13.05.1961, NJW 1961, 461, 462. 27 Vgl. hierzu bspw. OLG Düsseldorf, Urt. v. 23.04.2007 – 9 U 73/06, Rn. 38 CuR 2007, 66- 70.
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 46 3.6 Umsetzungsphasen und Anlageninfrastruktur Der Ablauf eines Energieliefer-Contractings kann in unterschiedliche, stan- dardisierte Prozessfolgeschritte unterteilt werden (Meinefeld, 2004; Hack, 2012). Jedes Contractings beginnt mit der Phase der Projektierung. Unter Berück- sichtigung der örtlichen Charakteristika plant der Contractor die entspre- chende PV-Anlage und erstellt ein Gesamtkonzept. Abhängig von der Art der Auftragsanbahnung ist eine Zweiteilung der Projektierungsphase vorstellbar, bspw. wenn im Zuge einer allgemeinen Projektausschreibung andere Cont- racting-Unternehmen ausgestochen werden, eine detaillierte Projektierung aber erst nach der Auftragsvergabe erfolgen soll. Nach Abschluss der Projektierung erfolgt die Realisierung, die sowohl die Beschaffung der Anlage wie die Installation und die Inbetriebnahme am Ein- satzort umfasst. Beide Phasen nehmen nur einen kleinen zeitlichen Teil des gesamten Contracting-Projekts in Anspruch, sind aber dennoch für den Er- folg der Gesamtmaßnahme maßgeblich, da in dieser Phase die Basis einer erfolgreichen Betriebsführung gelegt wird. Abbildung 11: Überblick zu den Umsetzungsphasen von PV-Contracting- Modellen Die Betriebsführung bildet mit Abstand die längste Phase des Contractings und ist zugleich Kernbestandteil im Sinne der vereinbarten Leistungspflich- ten. Durch den Betrieb der Anlage und die Ausführung begleitender Tätigkei- ten wie Wartung und Instandhaltung erfüllt der Contractor seine vertragliche Pflicht zur Lieferung von Strom aus der PV-Anlage. Im Gegensatz zu fossil- konventionellen Contracting-Arten entfällt hierbei die Brennstoffbeschaffung durch den Contractor, da Sonnenenergie als Primärenergieträger genutzt
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 47 wird. Ist allerdings eine Vollversorgung mit den Kunden vereinbart, verbleibt der Contractor in der Pflicht, Zusatz- und Reservestrommengen zu stellen. Das Ende des PV-Contractings markiert die Auslaufphase. Nach Erfül- lung der vertraglich vereinbarten Dauer der Strombereitstellung stellt der Contractor entweder den ordnungsgemäßen Rückbau und die Entsorgung der Anlage sicher, oder er verkauft sie zur weiteren Nutzung an den Eigen- tümer. Abbildung 12: Übersicht zu den Anlagenkomponenten eines PV-Contractings Die Bestandteile einer PV-Anlage unterscheiden sich im Contracting-Fall nicht wesentlich von dem konventionellen, eigentümerfinanzierten Betrieb. Die gundlegende Struktur der einzelnen Anlagenteile ist in Abbildung 12 dargestellt. Kernbestandteil der Anlage sind die auf der Dachfläche installierten PV-Module.. Über eine Verkabelung wird der produzierte Gleichstrom (DC) an einen Wechselrichter geleitet, der die Umwandlung in für den Gebrauch im Haushaltsstromnetz üblichen Wechselstrom (AC) übernimmt (Wesselak, et al., 2012). Da eine permanente Überprüfung der Funktionsfähigkeit der Anlage unmöglich ist, besteht das Risiko, dass Anlagenausfälle oder –störungen längere Ertragsausfälle verursachen. Zu deren Vermeidung und zur Ermöglichung einer kurzfristige Reaktion des Contractors, muss daher zudem eine Lösung zur Anlagenfernüberwachung installiert werden. Wie bei Großanlagen bereits ohnehin üblich (Seltmann,
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 48 2011) wird hierfür der Anlagenertrag mittels internetbasierter Kontrollsysteme -sogenannter "Datenlogger" anhand aktueller Wetterdaten plausibilisiert. Weichen die erwarteten Erträge über eine gewisse Dauer signifikant von denen der Anlage ab, wird der Contractor per E-Mail, Fax oder SMS informiert (Seltmann, 2011). Letzter verbliebener Bestandteil der Anlage sind die für die Abrechnung der produzierten und gelieferten Strommengen wesentlichnen Stromzähler. Die Art und der Aufbau von den verwendeten Zählern ist abhängig von der Anzahl der bedienten Kunden. Im Ein-Kunden-Fall werden insgesamt zwei unterschiedliche Zähler benötigt. Ein sogenannter "Erzeugungszähler" erfasst den von der PV-Anlage erzeugten Solarstrom, der andere die Strommenge, die an das allgemeine Stromnetz abgegeben, bzw. von diesem bezogen wird. Im Gegensatz zum Erzeugungszähler wird hierbei ein Stromfluss in zwei Richtungen aufgezeichnet, was den Einsatz eines sogenannten "Zweirichtungszählers" erfordert (Wesselak, et al., 2012). Der Zweirichtungszähler wird mitunter auch als Summenzähler bezeichnet (Hack, 2012) Der Begriff wird hier aufgrund seiner Missverständlichkeit allerdings vermieden, da die ordnungsgemäße Abrechnung gegenüber Kunden und Beispiel-Kalkulation: Ein-Kunden-Fall Folgende Zählerstände werden abgelesen: 1. Erzeugungszähler =100kWh 2. Zweirichtungszähler (Bezug) =25 kWh 3. Zweirichtungszähler (Einspeisung) =50 kWh Für die Abrechnung gegenüber dem Netzbetreiber können die Wer- te für den Bezug (2.) und die Einspeisung (3.) aus dem Netz direkt am Zweirichtungszähler abgelesen werden. Für die Abrechnung gegenüber dem Kunden ist der relevante Wert kalkulatorisch zu bestimmen. Dieser ergibt sich aus dem Strombezug aus dem Netz (25 kWh) zzgl. dem Strombezug aus der PV-Anlage: 25 kWh (siehe 2.) +100 kWh (siehe 1.) - 50 kWh (siehe 3.) = 75 kWh
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 49 Netzbetreiber gerade keine Summierung von Bezug und Einspeisung erfordert. Es ist daher notwendig, den Zweirichtungszähler mit getrennten Zählwerken inkl. Rücklaufsperre auszustatten, um die eingespeiste und bezogene Strommenge unabhängig vonneinander ablesen zu können (Seltmann, 2011). Das angeführte Beispiel erläutert wie hierdurch alle notwendigen Abrechnungsmengen gegenüber dem Kunden und dem Netzbetreiber bestimmt werden können. Die erläuterte Zählerstruktur richtet sich, wie in Abbildung 13 schematisch dargestellt, nach den Vorgaben der Technischen Anschlussbedingungen aus dem Jahr 2007 und den hierzu veröffentlichten Ergänzungen aus dem Jahr 2010 des BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V). Als Reaktion auf die Novellierung des EEGs im Jahr 2009 hat dieser die erläuterte Zählerstruktur zur Umsetzung einer dezentralen PV-Stromnutzung veröffentlicht (BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V., 2010). Alternativ zum Einbau eines Zweirichtungszählers ist auch die Nutzung zweier einzelner Einrichtungszähler möglich. Dies hat den Vorteil, dass ein ohnehin schon standardmäßig vorhandener Strombezugszähler in Abstimmung mit dem Netzbetreiber weiter genutzt werden kann (ggf. anzumieten) und lediglich ein Einrichtungszähler für die Stromeinspeisung installiert werden muss (Seltmann, 2011).28 Im Mehr-Kunden-Fall ist der Aufbau messtechnisch komplexer, da sich der Verbrauch des einzelnen Kunden nicht mehr als kalkulatorischer Betrag aus den Werten des Erzeugungszähler und dem Zweirichtungszähler bestimmen lässt. Für jeden Letztverbraucher ist daher ein eigener Strombezugszähler (Einrichtungszähler) vorzuhalten. Die Unterschiede in den Zählerstrukturen zwischen der Belieferung von ein oder mehreren Kunden im Rahmen des PV-Contractings werden in Abbildung 13 einander schematisch gegenübergestellt: 28 Zum Zweck von offiziellen Abrechnungen sind nur geeichte Zähler zu verwenden. Bei elektromechanischen Zählern ist eine Eichung alle sechzehn Jahre vorgeschrieben, bei elektronischen Zählern alle 8 Jahre (Seltmann, 2011).
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    3. Ausrichtung undAufbau eines PV-Contractings 50 Abbildung 13: Überblick zur Zählerstruktur bei der Ein-Kunden-Versorgung (links) und Mehr-Kunden-Versorgung (rechts) Aufgrund der gesetzlich vorgeschriebenen freien Versorgerwahl werden nicht alle Anschlüsse einer Liegenschaft zwangsweise durch den Contractor beliefert (§ 20 Abs.1 StromGVV in Verbindung mit §309 Nr. 9a BGB; vgl. hierzu auch die Ausführungen der vorhergehenden Kapitel). Entscheiden sich einzelne Kunden für eine Strombelieferung durch einen herkömmlichen Versorger, schließt dies ein PV-Contracting für die restlichen Kunden der Liegenschaft nicht aus. Da -wie oben dargestellt- allerdings nur der Zweirichtungszähler des Contractors direkt mit dem Stromnetz verbunden ist, erfolgt eine Abrechnung in diesem Fall nach dem Konzept der „Virtuellen Zählpunkte“. Hierzu werden die Bezugszähler der Kunden mit externen Versorgern (bspw. Z4) gedanklich so betrachtet und abgerechnet, als wären sie direkt mit dem Netz verbunden (Verband der Netzbetreiber – VDN – e.V., 2006). Der aus dem Netz bezogene Zusatz- und Reservestrom des Contractors muss anschließend kalkulatorisch bestimmt werden und ergibt sich als Differenz zwischen dem Wert des Bezugszählers (Z2) und dem Wert des extern versorgten Bezugszählers (Z4) (Legler, et al., 2013).
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    4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung vonPV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 51 4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von PV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 4.1 Darstellung des Fallbeispiels Die Erzielung von Gewinn ist primäres Ziel unternehmerischen Handelns. Der Contractor beurteilt die Frage der Umsetzung eines Contracting- Projektes anhand seiner Wirtschaftlichkeit. Die organisatorische und vertrag- liche Vereinbarung der gegenseitigen Leistungspflichten der Vertragspartner bildet dabei die Basis für unterschiedliche Umsatz- und Kosteneinflüsse. Aufgrund der mannigfaltigen Gestaltungsmöglichkeiten eines PV- Contractings und den individuellen Gegebenheiten der jeweiligen Liegen- schaften ist eine allgemeine Aussage zur Wirtschaftlichkeit von PV- Contracting-Modellen unmöglich, eine Einzelfallprüfung bleibt in jedem Fall unerlässlich. Um dennoch einen Einblick in die Wirtschaftlichkeitsbewertung von PV- Contracting-Projekten zu geben, dient im Folgenden ein fiktives Fallbeispiel als Analyseobjekt. Anhand dessen werden die unterschiedlichen Kosten- und Umsatzgrößen dargestellt und bewertet. Darüber hinaus soll auf Grundlage des Beispiels auch eine die Sensitivität der einzelnen Einflussgrößen unter- sucht werden, um herauszuarbeiten welche Veränderungen der Annahmen die Wirtschaftlichkeit kritisch beeinflussen. Contracting-Nehmer soll hierbei ein Unternehmen aus dem Bereich der Wohnungswirtschaft sein, welches eine Liegenschaft mit 60 privaten Mietern besitzt und diesen über einen Contractor eine Stromvollversorgung auf Basis einer PV-Anlage anbieten möchte. Studien zeigen, das gerade im Bereich der Wohnungswirtschaft Contracting-Dienstleistungen ein beliebtes Mittel sind, um die Energieversorgung der Objekte sicherzustellen (BMVBS, BBSR, BBR, 2009). Im ersten Schritt der Betrachtung wird davon ausgegangen, dass alle Mieter einen Stromversorgungsvertrag mit dem Contractor ab- schließen. Die Kilowattstunde Strom wird den Kunden für 27,64 €-Cent (brut- to) angeboten und entspricht somit dem kalkulierten Referenzstrompreis in Deutschland im Jahr 2013 (siehe vorheriges Kapitel). Der Contractor über- nimmt die Planung, Finanzierung und Errichtung der PV-Anlage auf dem Dach der Liegenschaft und betreibt die Anlage wie bei der Mehrzahl der
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    4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung vonPV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 52 Contracting-Modellen üblich für eine Dauer von 15 Jahren (Clausnitzer, et al., 2011). Abbildung 14: Überblick Fallbeispiel Die Annahmen hinsichtlich der spezifischen Solarstrahlung, sowie der direkt hiervon abgeleiteten spezifischen Anlagenleistung bilden die Grundlage für die Kalkulation der Solarstromproduktion. „An typische Standorte in Deutsch- land treffen zwischen 1100 und 1300 kWh/m² pro Jahr auf eine optimal aus- gerichtete PV-Anlage, resultierend in einem Stromertrag von 900 und 1100 kWh/kWp“ (Kost, et al., 2012). Für die Berechnung im Rahmen des Fallbei- spiels wird eine mittlere Jahresstromproduktion für Deutschland von 1.000 Kilowatt pro Kilowatt-Peak zugrunde gelegt. Wie Abbildung 14 zu entnehmen ist, wird darüber hinaus davon ausgegan- gen, dass der Stromverbrauch der einzelnen Kunden dem durchschnittlichen Haushaltsstromverbrauch von 3.100 kWh/Jahr entspricht (Frondel, et al., 2011), sodass sich für das Betrachtungsbeispiel ein Gesamtstrombedarf von 186.000 kWh/Jahr für die Versorgung der Liegenschaft ergibt. In Anlehnung
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    4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung vonPV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 53 an Eigenverbrauchswerte von PV-Stromproduktionen bei typischen Lastkur- ven privater Haushaltskunden wird angenommen, dass durchschnittlich 30 Prozent des PV-Stroms direkt dezentral von den Haushaltskunden ver- braucht werden, während die übrigen 70 Prozent in das Stromnetz einge- speist werden (Binder, 2013). Für den Contractor bedeutet dies, dass er zur Vollversorgung der Haushalte ein Zusatz- und Reservestromkontingent von ca. 156.000 kWh/Jahr einkaufen muss, wobei diese Menge im Verlauf des Contractings aufgrund der Leistungsdegression der PV-Anlage um 1 Prozent je Jahr ansteigt. Zu Gunsten der Übersichtlichkeit wird in den folgenden Tabellen wie auch in der obigen Abbildung mit hochgestellten Ziffern auf die unterschiedlichen Quellen und Anmerkungen zu den Daten verwiesen. Die Legende hierzu bil- det die Aufstellung in Tabelle 9 im Anhang. 4.2 Investitions- und Kostenstruktur Tabelle 1: Überblick Anschaffungsinvestitionen Das aktuelle Preisniveau für den Bau und die Installation einer PV-Anlage ist heutzutage aufgrund vielfältiger Dokumentationen und regelmäßiger Veröf- fentlichungen in den Fachmedien weitgehend transparent. Die Investitions- kosten sind für kleine Anlagen bis zu einer Leistung von 10 kWp am höchs- ten, verringern sich aber mit zunehmender Anlagengröße. Für eine 100 kWp PV-Anlage ist Anfang 2013 ein Marktpreis von ca. 1.500 € je installiertem
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    4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung vonPV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 54 kWp zu zahlen (Photon, 2013; Ziegler, 2013).29 Dieser Satz beinhaltet alle anfänglichen Kosten, wie Planung, Beschaffung der Anlagenkomponenten, die Installation vor Ort, bis hin zur Inbetriebnahme der Anlage. Nicht in diesem Kalkulationssatz enthalten sind Maßnahmen, die vornehm- lich oder ausschließlich im Rahmen des Contractings zur Anwendung kom- men. Wie Tabelle 1 zeigt, werden diese separat aufgeführt und zu den Stan- dardkostensätzen addiert. Die gesamten Investitionskosten des Fallbeispiels, inklusive eines Datenloggers zur Anlagenfernüberwachung (Solare Datensysteme GmbH, 2012), sowie der Einrichtung eines Debitoren-, Ab- rechnungs- und Vertragsmanagements (Schneider, 2013) summieren sich somit auf 151.720 €. Tabelle 2: Überblick Finanzierungskosten Der marktübliche Zinssatz zur Finanzierung einer PV-Anlage liegt bei ca. 4,5 Prozent pro Jahr (Kost, et al., 2012). Aufgrund der unwesentlich höheren In- vestitionssumme für die Umsetzung eines PV-Contractings wird davon aus- gegangen, dass dieser Zinssatz auch für dieses Fallbeispiel Gültigkeit hat. Bei einer vollständigen Tilgung des Darlehens in konstanten jährlichen Raten führt dies zu einer jährlichen Tilgungszahlung von 10.115 €. Die Kosten für den gesamten Kapitaldienst im Sinne zahlungswirksamer Ausgaben errech- nen sich aus der jährlichen Tilgung zuzüglich der jährlichen Zinszahlung auf die verbliebene Restschuld.30 Tabelle 2 illustriert, wie sich die jährlichen Fi- nanzierungskosten sukzessive aufgrund der mit zunehmender Dauer sinken- den Restschuld verringern. Die Zahlungsreihen dieser wie auch der folgen- 29 Alle Kosten und Preise im Rahmen der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung sind Nettowerte, außer ein Wert wird explizit als Bruttowert gekennzeichnet. Eine steuerliche Betrachtung ist nicht Gegenstand dieser Analyse. 30 Vereinfachend wird von einer Tilgung am Jahresende ausgegangen. Die Restschuld ist damit unterjährig konstant und wird für jeweils ein Jahr zum gültigen Zinssatz verzinst.
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    4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung vonPV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 55 den Tabellen sind im Anhang für die gesamte 15-jährige Contracting-Dauer abgebildet. Ebenso wie die Anfangsinvestitionen können auch die Betriebskosten (auch laufende Kosten genannt) in Positionen unterteilt werden, die beim konventi- onellen eigentümerbasiertem Betrieb einer PV-Anlage entstehen und andere Positionen, die im Rahmen des Contractings zusätzlich anfallen. Die Kosten für den konventionellen Betrieb der Anlage werden vom Fraunhofer Instituts auf 30 € pro kWp und Jahr geschätzt. Dieser Kostensatz umfasst sämtliche Ausgaben für Wartung, Instandhaltung, Reinigung, Versicherung, sowie Rücklagen für den einmaligen Austausch der Wechselrichter während der 15-jährigen Betriebsdauer (Kost, et al., 2012). Für die Anlagenfernüberwa- chung durch den Contractor fallen darüber hinaus jährlich ca. 300 € für eine GPRS-basierte Datenübertragung und automatischen Datenplausibilisierung an, die bei einer Anlagenstörung den Contractor per SMS oder Email be- nachrichtigt (Solare Datensysteme GmbH, 2012).31 Tabelle 3: Übersicht Betriebskosten 31 In der Regel werden bei Dienstleistungen zur Anlagenfernüberwachung die Leistungsda- ten der Anlage mit den Daten anderer Anlagen oder hypothetischen Leistungsdaten auf Basis aktueller Wetterdaten verglichen. Ist die Abweichung größer als das definierte Signifikanzniveau, wird dies als Störung gewertet (Seltmann, 2011).
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    4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung vonPV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 56 Den höchsten jährlichen Kosten liegen, wie Tabelle 3 veranschaulicht, Leis- tungen zugrunde, die auf der Messung und Abrechnung der Strommengen der einzelnen Stromabnehmer basieren. Insgesamt addieren sich die Be- triebskosten auf 13.238 €/Jahr. Um zukünftige Kostenerhöhungen während der Betriebsdauer zu berücksichtigen, wird die in der Literatur genannte jähr- liche Betriebskostenerhöhung von 2 Prozent in die Kalkulation einbezogen (Kost, et al., 2012). Um eine Vollversorgung der Stromkunden sicherzustellen, fallen neben den Investitions- und Betriebskosten zusätzlich die Kosten für den Einkauf von Zusatz- und Reservestrommengen an. Bei einer Jahresbedarfsmenge von 156.000 kWh ist nach Daten von Eurostat ein durchschnittlicher Arbeitspreis von 15 €-Cent/kWh im Jahr 2012 anzusetzen (Eurostat, 2013). Zuzüglich eines Messkostensatzes von 500 €/Jahr betragen die Strombezugskosten im ersten Jahr somit 23.900 € (siehe Tabelle 4). Tabelle 4: Übersicht Strombezugskosten Nach Auswertung der durchschnittlichen Strompreise in Deutschland für Ab- nahmemengen zwischen 20.000 und 500.000 kWh in den letzten fünf Jah- ren, errechnet sich eine jährliche Strompreissteigerung von 3,94 Prozent (siehe Tabelle 10 im Anhang). Dieser Wert wird in der Kostenrechnung als Wachstumsrate verwendet, um die Entwicklung der Strombezugskosten während der Betriebsdauer abzubilden.
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    4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung vonPV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 57 4.3 Preis- und Umsatzstruktur Die Umsätze des PV-Contractors setzen sich aus zwei Quellen zusammen, dem dezentralen Stromverkauf an die Kunden der Liegenschaft und der über das EEG vergüteten Einspeisemenge in das Stromnetz. Hinsichtlich der dezentralen Stromversorgung der Kunden sind grundsätzlich unterschiedliche Preismodelle realisierbar, da auch hier der Grundsatz der Vertragsfreiheit gilt, die vom Gesetzgeber lediglich aus Gründen des Ver- braucherschutzes oder der Preisstabilität durch einzelne Vorgaben in Ihren Rahmenbedingungen beschränkt wird (Hack, 2012). Im Wesentlichen lassen sich die Komponenten der am Markt befindlichen Preismodelle auf drei Preisbestandteile Grundpreis, Arbeitspreis und Messpreis zurückführen (Meinefeld, 2004). Der Grundpreis bezeichnet eine verbrauchsunabhängige Preiskomponente, die häufig mit der Deckung von Fixkosten wie Kapitalkosten, Verwaltung, Wartung, Reparatur, etc. begründet wird. Der Arbeitspreis hingegen richtet sich nach der tatsächlichen Energieabnahme durch den Kunden und ist da- her ein verbrauchsabhängiger Wert. Der Messpreis wird für die Messung und Abrechnung der verbrauchten Energie erhoben. Alle drei Preiskomponenten sind fakultative Bestandteile eines Contracting-Preismodells. Realiter finden sich auch Fälle in denen der Contractor weder Grund- oder Messpreis ver- langt, sondern seine Umsätze lediglich über einen verbrauchsabhängigen Arbeitspreis erwirtschaftet (Hack, 2012). In dem hier dargestellten Modell wird der Kunde zur Zahlung eines Grund- und eines Arbeitspreises verpflichtet. Diese Zweiteilung richtet sich nach der gängigen Preisstruktur der Grundversorger, die als größter Wettbewerber am Markt mit dem PV-Contracting in Konkurrenz treten. Der Umsatz, den der Contractor mit dem Grundpreis erzielen kann, wird auf 60 € pro Kunde (net- to) geschätzt und liegt damit im Preisniveau anderer Stromtarife am Markt (Schneider, 2013; EnBW Energie Baden-Württemberg AG, 2013). Beim Arbeitspreis lässt sich der erzielbare Nettoerlös pro kWh von den zuvor ermittelten Referenzstrompreisen privater Haushalte ableiten. Ausgehend von dem Endkundenpreis von 27,64 €-Cent/kWh ist die beschriebene EEG- Umlage von 5,27 €-Cent/kWh durch den Stromlieferanten abzuführen (§ 37
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    4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung vonPV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 58 Abs. 2 EEG 2012). Diese Umlage verringert sich allerdings um 2 €-Cent auf 3,27 €-Cent durch das sogenannte „Grünstromprivileg“, das nach § 39 Abs. 1 EEG für „Grünstromlieferanten“ gilt, die mindestens 50% ihres Stroms aus Erneuerbaren Energien und wenigstens 20% ihres Stroms aus Wind oder Sonne liefern. In diesem Fallbeispiel wird davon ausgegangen, dass diese Voraussetzungen durch den PV-Contractor erfüllt werden, indem auch die Zusatz- und Reservestrommengen aus erneuerbaren Energiequellen bezo- gen werden. Dies vermeidet nicht nur erhöhte EEG-Umlagesätze, sondern führt auch aus vertriebspolitischer Sicht zu einer klaren Positionierung als nachhaltige Alternative zu konventionellen Stromversorgungsangeboten. Tabelle 5: Herleitung potentieller Nettoerlöse Nach Abzug der verringerten EEG-Umlage von 3,27 €-Cent/kWh und des aktuellen Mehrwertsteuersatzes von 19 Prozent von dem Referenzstrompreis beträgt der potentielle Nettoerlös den ein PV-Contractor unter Beachtung der Marktpreise erzielen kann 20,48 €-Cent/kWh. Wie Tabelle 5 zeigt, erreicht der PV-Contractor damit als Betreiber einer dezentralen Kundenanlage höhe- re Nettoerlöse als konventionelle Stromlieferanten, welche neben der vollen EEG-Umlage zusätzlich noch eine KWK-Umlage, eine Konzessionsabgabe sowie die Stromsteuer von dem Bruttopreis abführen müssen (Legler, et al., 2013). Auf Basis der Preisstruktur von Grundpreis und Arbeitspreis lassen sich, wie in Tabelle 6 gezeigt, die jährlichen Umsätze der dezentralen Kundenversor- gung bestimmen. Im ersten Jahr der Betriebsführung betragen diese 38.093 € und steigen danach prozentual an. Aufgrund der langen Vertragslaufzeiten ist es beim Contracting nicht üblich, die Preise für die gesamte Dauer der Betriebsführung auf einen absoluten Wert festzuschreiben, da dies im Fall
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    4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung vonPV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 59 steigender Erzeugerkosten zu einer einseitigen wirtschaftlichen Benachteili- gung des Contractors führte. Um dieser Unsicherheit entgegenzuwirken, wird die Preisentwicklung üblicher Weise in Abhängigkeit einer Bezugsgröße ge- setzt, die weder vom Energiedienstleister noch vom Kunden beeinflusst wer- den kann. Häufig handelt es sich dabei beispielsweise um den Tarif des örtli- chen Grundversorgers (Hack, 2012).32 Im dargelegten Beispiel dient die jün- gere Entwicklung des durchschnittlichen Haushaltsstrompreises zwischen 2007 bis 2012 (Daten von Eurostat) als Schätzer der zukünftigen Preisent- wicklung i. H. v. 4,98%. Die jährlichen Umsätze der dezentralen Versorgung steigen somit bei einem konstanten Strombedarf stetig an (siehe Tabelle 6). Tabelle 6: Übersicht Umsätze der dezentralen Kundenversorgung Die zweite Umsatzquelle des Contractors ist die Vergütung durch den in das Stromnetz eingespeisten PV-Strom. Im Fallbeispiel beträgt diese Strommen- ge anfänglich 70.000 kWh/Jahr. Im Gegensatz zu den veränderbaren Prei- sen bei der dezentralen Kundenversorgung gelten die EEG-Vergütungssätze unverändert für die gesamte Betriebsdauer (§ 32 Abs. 2 EEG). Die Höhe des effektiven Vergütungssatzes bestimmt sich mittels einer gewichteten Kalkula- tion auf Basis festgeschriebener Staffelmengen. Wie in Abbildung 15 darge- stellt folgt hieraus für eine 100 kWp PV-Anlage ein durchschnittlicher Vergü- tungssatz von 14,2 €-Cent/kWp. 32 Um den rechtlichen Pflichten zur Transparenz und Preisstabilität zu entsprechen, ist die Preisbindung explizit im Sinne einer Formel, die den Zusammenhang zwischen Bezugs- größe und Kundenpreis ausdrückt, in den Vertrag aufzunehmen. Auch der Termin zur Feststellung und Änderung des Preises ist vertraglich festzuschreiben, um eine gesetzli- che Unwirksamkeit auszuschließen. Darüber hinaus sind nach § 1 Abs. 2 Nr. 3 PrKG nur solche Indikatoren als Bezugsgrößen zulässig, die sich auf vergleichbare Güter und Leis- tungen beziehen (Hack, 2012).
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    4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung vonPV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 60 Abbildung 15: EEG-Vergütung 100 kWp-PV-Anlage Die Vergütungssumme des eingespeisten PV-Stroms beträgt demnach im ersten Jahr 9.942 €. Im Verlauf der Betriebsdauer kommt es wegen der an- genommenen Degression bei der PV-Stromproduktion trotz der konstanten Vergütungssätze zu leicht sinkenden Umsätzen (Vgl. Tabelle 7). Tabelle 7: Übersicht Umsätze der EEG-Vergütung
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    4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung vonPV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 61 4.4 Bewertung der Gesamtinvestition nach Zinsfuß- und Kapitalwert- methode Die kalkulierten Umsätze und Kosten bilden die Basis für eine wirtschaftliche Bewertung der Gesamtinvestition. Abbildung 16 zeigt in einer Gegenüberstel- lung der aggregierten Positionen, dass beide Positionen im Zeitablauf unter- schiedlich stark ansteigen. Während die Kosten im ersten Jahr die Umsätze um über 6.000 € übersteigen, kehrt sich dieses Verhältnis im 7. Jahr erstmals um. Im letzten Jahr der Betriebsführung werden schließlich ca. 13.000 € hö- here Umsätze als Kosten erwartet (Abbildung 17). Abbildung 16: Gegenüberstellung von Umsatz und Kosten pro Jahr Abbildung 17: Salden von Umsatz und Kosten pro Jahr Ursächlich für den unterschiedlich starken Anstieg von Kosten und Umsätzen sind die unterschiedlichen Steigerungsraten, die für den Stromeinkauf bzw. – verkauf zugrunde gelegt werden. So steigen die Strompreise bei großen Be- zugsmengen (hier Gesamtbedarf an Zusatz- und Reservestrom) lediglich um 3,94 Prozent. Die Strompreise für kleine Abnahmemengen, wie sie in diesem
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    4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung vonPV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 62 Modell von den privaten Haushalten verlangt werden, erhöhen sich jährlich hingegen um 4,98 Prozent (siehe oben; bzw. Tabelle 10 im Anhang). Somit profitiert der Contractor also nicht allein von absolut geringeren Preisen für den gebündelten Zukauf des Stroms, sondern auch von einer moderateren Preisentwicklung. Inwiefern sich ein verändertes Verhältnis dieser beiden Eingangsgrößen auf die Wirtschaftlichkeit der Gesamtkalkulation nieder- schlägt, wird im folgenden Unterkapitel untersucht. Die Salden von Umsatz und Kosten, wie sie in Abbildung 17 dargestellt wer- den, geben Aufschluss über die positiven bzw. negativen Ergebnisse, die in den einzelnen Jahren erwirtschaftet werden.33 Für eine integrierte Gesamt- bewertung der Contracting-Maßnahme ist diese Betrachtung allerdings unzu- reichend, da der Zeitpunkt, zu dem die einzelnen Erträge anfallen, unberück- sichtigt bleibt. Diese erfolgt durch die Anwendung von Methoden der dynami- schen Investitionsrechnung, die die Zinsrechnung zur zeitlichen Bewertung der Zahlungen integriert (Volkart, 2007). Im Rahmen dieser Arbeit wird die Kapitalwertmethode (auch Barwertmetho- de, oder Net-Present-Value-Methode) mit einem Kalkulationszinssatz34 von 4,5 % zur Wirtschaftlichkeitsbewertung des Projekts herangezogen. Hierbei werden alle anfallenden Zahlungen auf einen Referenzzeitpunkt diskontiert, d.h. „auf“- oder „abgezinst“, um sie anschließend zinsneutral zum sogenann- ten "Kapitalwert" zu addieren. Das Ergebnis des errechneten Kapitalwerts lässt sich im Wesentlichen in zwei Fälle unterscheiden:  Kapitalwert < 0: Die Investition ist nicht vorteilhaft. Auf Basis der bewerteten Zahlungsströme erhält der Investor weniger als bei der al- ternativen Anlage zum Kalkulationszins.  Kapitalwert > 0: Die Investition ist vorteilhaft. Der Anleger sollte die Investition durchführen; hier erhält er unter Berücksichtigung aller Zahlungen einen höheren Ertrag als bei der der alternativen Anlage zum Kalkulationszins. 33 Die Ergebnisse berücksichtigen wie im vorhergehenden Kapitel keine steuerlichen As- pekte. 34 Der angenommene Kalkulationszinssatz entspricht dem marktüblichen Fremdfinanzie- rungssatz für PV-Anlagen (Kost, et al., 2012).
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    4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung vonPV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 63 Ergänzend hierzu wird zusätzlich die Interne Zinsfuß-Methode angewandt, die ebenfalls ein dynamisches Investitionsrechnungsverfahren darstellt. Da- bei ist der sogenannte „Interne Zinsfuß“ derjenige Zinssatz, bei welchem der Kapitalwert der Maßnahme auf Null sinkt (Volkart, 2007). Dies bedeutet, dass eine Investition dann vorteilhaft ist, wenn der Interne Zinsfuß über dem angesetzten Kalkulationszinssatz liegt. Tabelle 8: Interner Zinsfuß und Kapitalwert des Fallbeispiels Wie in Tabelle 8 abbgebildet, beträgt der Interne Zinsfuß in dem Fallbeispiel ca. 12% und liegt damit deutlich über dem Kalkulationszinssatz von 4,5 Prozent. Der errechnete Kapitalwert der Maßnahme ist daher positiv und beträgt 17.613 €. Für den Contractor bedeutet dies, dass ihm bei Durchführung der Maßnahme auch unter Berücksichtigung der zeitlichen Struktur mehr Umsätzte zufließen als ihm durch sie an Kosten entstehen. Unter den getroffenen Annahmen ist es für ihn somit vorteilhaft, die Investition durchzuführen. 4.5 Sensitivität ausgewählter Einflussfaktoren Dass die Beurteilung der Investition durch die Interne Zinsfuß- und Kapital- wertmethode vorteilhaft ausfällt, basiert auf Annahmen über Preise und Mengen, deren zukünftige Entwicklung unsicher ist. Insbesondere bei einer für Contracting-Maßnahmen typischen, langen Vertragsdauer können Abwei- chungen von den prognostizierten Werten erhebliche Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit der Gesamtmaßnahme haben. Für den Contractor bedeutet dies ein wirtschaftliches Risiko, da er die Gesamtverantwortung der Maß- nahme trägt. Nunmehr soll zur Untersuchung, inwieweit Änderungen dieser Annahmen die Gesamtwirtschaftlichkeit beeinflussen, die Sensitivität folgen- der Faktoren beleuchtet werden Änderung der anfänglichen Investitionskosten Änderung der Anzahl der Stromkunden
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    4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung vonPV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 64 Änderung der jährlichen Strompreissteigerung für private Haushalte Fallen geringere Investitionskosten an als im Ursprungsszenario angenom- men, sinken die Finanzierungskosten des Contractors. Dies hat zur Folge, dass die Gesamtrentabilität des PV-Contractings ansteigt. Wie Abbildung 18 zeigt, bewirkt eine 10-, bzw. 20-prozentige Senkung der Investitionskosten einen Kapitalwertanstieg auf 32.785 €, bzw. 47.957 €. Sollten die Investiti- onskosten jedoch gegenüber dem Ursprungsszenario steigen, so sinkt der Kapitalwert. Demgegenüber wäre eine Durchführung des PV-Contractings ceteris paribus nicht mehr wirtschaftlich, wenn die Investitionskosten um mehr als 11,6 Prozent über den ursprünglichen Wert steigen. Abbildung 18: Kapitalwertsensitivität bei Änderung der Investitionskosten Auch eine Änderung der Anzahl der Stromkunden kann die Wirtschaftlichkeit des Fallbeispiels gefährden. Gelingt es dem Contractor nicht, mindestens 43 Kunden (72% des Ursprungswerts) von seinem Angebot zu überzeugen, verkehrt sich der Kapitalwert ebenfalls ins Negative. Zwar kann ggf. bis zu 90 Prozent des dezentral erzeugten Stroms unter Anspruch auf EEG-Vergütung in das Netz eingespeist werden, dennoch ist diese substantiell geringer als der Preis, der beim direkten Verkauf an die Kunden der Liegenschaft erzielt werden kann. Aufgrund des insgesamt geringeren Strombedarfs sinken auch die Gewinne, die der Contractor mit dem gebündelten Ankauf von Zusatz- und Reservestrom und dezentralen Verkauf an die Stromkunden erzielt. Da-
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    4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung vonPV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 65 bei bleiben ggf. höhere Strombeschaffungskosten durch die gesunkene Ab- nahmemenge in dieser Betrachtung noch unberücksichtigt. Abbildung 19: Kapitalwertsensitivität bei Änderung der Anzahl der Strom- kunden Abbildung 20 zeigt schließlich, wie der Kapitalwert des Fallbeispiels auf eine Änderung der prognostizierten Strompreiserhöhung für private Haushalte reagiert. In der Ursprungskalkulation wird diese entsprechend der Entwick- lung der letzten fünf Jahren jährlich um 4,98 Prozent erhöht. Die Sensitivi- tätsanalyse zeigt, dass der Kapitalwert bereits bei einer Rate von 4,51 Pro- zent (minus neun Prozent gegenüber dem Ursprungswert) auf null sinkt. Im Gegensatz zu einer Änderung der Investitionskosten oder der Anzahl der Stromkunden reagiert das dargestellte Modell damit auf diesen Parameter besonders sensibel. Zu erklären ist dies anhand der der Gegenüberstellung von Umsatz und Kosten wie auf Abbildung 16 des vorherigen Unterkapitels gezeigt. Da die Umsätze im ersten Jahr deutlich unter den Kosten liegen, müssen diese während der Vertragsdauer des Contractings dadurch kom- pensiert werden, dass die Umsätze schneller steigen als die Kosten, damit sich die Investition rechnet.
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    4. Wirtschaftlichkeitsbetrachtung vonPV-Contracting anhand eines Fallbeispiels 66 Abbildung 20: Kapitalwertsensitivität bei Änderung der jährlichen Strompreis- steigerungen für private Haushalte Die Sensitivitätsanalysen zeigen den Einfluss einzelner Faktoren auf die Be- urteilung der Wirtschaftlichkeit des Fallbeispiels. Zur Begrenzung des eige- nen Risikos ist daher dem PV-Contractor zu empfehlen, im Vorfeld eines Contracting-Projekts seine Wirtschaftlichkeitsrechnung auf kritische Grenz- werte zu prüfen. Erscheint das Risiko zu hoch, sollte das Projekt nicht ange- nommen werden. In jedem Fall lässt sich das Risiko des Contractors auf Ba- sis der Transparenz einer sorgfältigen Wirtschaftlichkeitsbetrachtung und Sensitivitätsanalyse bewusst identifizieren und steuern. So können ggf. be- sondere Risiken durch Preisnachverhandlungen oder entsprechende Aus- nahmeregelungen in den Verträgen entschärft werden.
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    5. PV-Contracting alszukünftiges Geschäftsmodell einer nachhaltigen Energieversorgung 67 5. PV-Contracting als zukünftiges Geschäftsmodell einer nachhaltigen Energieversorgung Ziel dieser Arbeit war die Untersuchung, in welcher Form Contracting- Modelle als unternehmerische Energiedienstleistung auf die Charakteristika gebäudebezogener Photovoltaik-Anlagen übertragen werden können. Die Betrachtung des bestehenden Contracting-Marktes zeigt, dass bereits heute eine Vielzahl von Akteuren, Contracting-Modelle zur Organisation einer dezentralen Energiebereitstellung nutzen. Während die Contracting-Geber hierdurch eine langfristige Stabilisierung der Umsätze erreichen und häufig an bestehende Geschäftsmodelle anknüpfen, sehen die Kunden den Vorteil vor allem in den vermiedenen Kosten und Risiken bei der Planung, Investiti- on und Betriebsführung von Energieerzeugungsanlagen. Diese Treiber sind unabhängig von der jeweiligen Technologie der Energieerzeugungsanlage und gelten daher auch für die Umsetzung mit PV-Anlagen. Hinsichtlich ihres Verbrauchsverhaltens und ihrer spezifischen Stromkosten lassen sich potentielle Kunden eines PV-Contractings nach den Segmenten Industrie, Gewerbe und private Haushalte unterscheiden. Im Gegensatz zu anderen Energieerzeugungsanlagen kann der Stromertrag aus einer PV- Anlage nur bedingt gesteuert werden, sodass zur vollständigen Deckung des Strombedarfs der Kunden sogenannte Zusatz- und Reservestromkontingente durch den Contractor zu beschaffen sind. Überschüssiger PV-Strom kann zu festen Vergütungssätzen in das allgemeine Stromnetz eingespeist werden, wodurch der Contractor Umsatzeinbußen vermeiden kann. Die Analyse der Ausrichtung und des Aufbau eines PV-Contractings zeigt, dass der Contractor an unterschiedlichen Geschäftsverhältnisse zu Strom- kunden, Netzbetreibern und anderen Energieversorgungsunternehmen betei- ligt ist. Gerade in der vertraglichen Vereinbarung zwischen dem Contractor und dem Contracting-Nehmer besteht weitgehende Vertragsfreiheit, weshalb die detaillierte vertragliche Ausgestaltung der Liefer- und Leistungspflichten wesentlich ist. Daneben ist das Instrument der persönlichen Dienstbarkeit bedeutsam, um die Stromabnahme des Contracting-Nehmers sowie die Ei- gentumsrechte des Contractors an der Anlage abzusichern.
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    5. PV-Contracting alszukünftiges Geschäftsmodell einer nachhaltigen Energieversorgung 68 Hinsichtlich der Anlageninfrastruktur zeigen sich zwar Unterschiede grund- sätzlich unterscheidet sich diese jedoch nur geringfügig von der Struktur konventionell-betriebener PV-Anlagen. Insgesamt erscheint eine sinnvolle und funktionsfähige Ausgestaltung eines Contracting-Modells für den Betrieb von PV-Anlagen realisierbar. Die weitere Analyse zur Wirtschaftlichkeit anhand eines Fallbeispiels illus- triert die typische Kosten- und Umsatzstruktur bei der Umsetzung eines PV- Contractings. Die Berechnungen auf Basis historischer Marktentwicklungen und aktueller Preise belegen die wirtschaftliche Vorteilhaftigkeit der Durch- führung von PV-Contracting-Modellen. Andererseits unterstreicht die an- schließende Sensibilitätsanalyse auch, dass die Wirtschaftlichkeit aufgrund der langen Laufzeit hochgradig von den Annahmen zu einzelnen Kosten- und Umsatzpositionen abhängt. Für eine erfolgreiche Umsetzung ist somit, neben stabilen gesetzlichen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen vor allem eine intelligente Ausgestal- tung und Weiterentwicklung des dargelegten Modells entscheidend. Diesbe- zügliche Ansätze könnten bspw. die Integration von Speicherlösungen, die Vermeidung der EEG-Umlage durch die Vermietung der Anlage an den Ei- gentümer, die langfristige Bindung aller Mieter durch eine Umlage der Strom- kosten auf die Mietnebenkosten, etc. sein. Die vorliegende Arbeit sollte daher als Basis und Motivation für weitergehende Forschungsarbeiten zu dieser Thematik verstanden werden. Während klassische Energieversorger aufgrund des starken PV-Zubaus mit Umsatzeinbußen konfrontiert sind und produzierende Solarunternehmen zu- nehmend durch ausländische Konkurrenz unter einem Verfall der Margen leiden, erscheint für diese Unternehmen eine Ausweitung ihrer Aktivitäten auf das Service- und Dienstleistungsgeschäft wie das PV-Contractings nahelie- gend. Bereits heute sind erste Start-ups in diesem Bereich aktiv.35 Ob und in welcher Form dies von Erfolg gekrönt sein wird, bleibt abzuwarten. 35 Vgl. hierzu bspw. das Unternehmen DZ-4 GmbH, welches ein PV-Contracting für private Haushalte inklusive einer Stromspeicherlösung anbietet, oder das Unternehmen GreenVesting GmbH & Co. KG, welches ein PV-Contracting in Verbindung mit einer öf- fentlichen Schwarm-Finanzierung verbindet.
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    Anhang VI Anhang Tabelle 9: Legendezu den nummerischen Verweisen der Wirtschaftlichkeits- betrachtung Tabelle 10: Übersicht historische Strompreisentwicklung (Eurostat, 2013)
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    Anhang VI Tabelle 11: Übersichtzu den Kostenpositionen des PV-Contractings
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    Anhang VII Tabelle 12: Übersichtzu den Umsatzpositionen des PV-Contractings Tabelle 13: Interner Zinsfuß und Kapitalwert der Investition
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    Literaturverzeichnis VIII Literaturverzeichnis Ahrens, Claus. 2007.Dingliche Nutzungsrechte: Nießbrauch - Dienstbarkeiten - Wohnungsrechte . Berlin : Erich Schmidt, 2007. Altmaier, Peter. 2012. Verfahrensvorschlag zur Neuregeleung des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes (EEG). [Online] Oktober 2012. [Zitat vom: 21. Januar 2013.] http://www.bmu.de/fileadmin/bmu- import/files/pdfs/allgemein/application/pdf/verfahrensvorschlag_eeg- reform_2012_bf.pdf. Balmer, Rudolf. 2012. Taz.de. [Online] TAZ Verlags- und Vertriebs GmbH, 05. Dezember 2012. [Zitat vom: 08. Dezember 2012.] http://www.taz.de/Kostenexplosion-im-AKW-Flamanville/!106909/. Barzel, Georg. 2000. Warum Unternehmen über Contracting nachdenken sollten. [Buchverf.] Wilhelm Braunmühl. Handbuch Contracting. Düsseldorf : Krammer, 2000. BBSR, BBR. 2012. „Vergleichende Untersuchung zum Erfolg der Umsetzung von Energiesparmaßnahmen in Contracting- Vorhaben und bei Eigenrealisierung“. Bremen : s.n., 2012. BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. 2010. Ergänzung zu den TAB 2007*. [PDF] Berlin : s.n., 2010. Binder, Jan. 2013. PV-Systeme als Energiequelle für Strom und Wärme: Potentiale für Eigenverbrauch und Auslegung von elektrischen und thermischen Speichern in Gebäuden. Stuttgart : s.n., 2013. CEB Clean Energy Building – Stuttgart. BMVBS, BBSR, BBR. 2009. Contracting im Mietwohnungsbau. Forschungen. 2009, Heft 141. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit. 2008. Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare- Energien-Gesetz - EEG). Bundesgesetzblatt. Bonn : Bundesanzeiger Verlag, 2008. Bd. Teil I Nr. 49. —. 2000. Gesetz über die Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien in das öffentliche Netz [...]. Bundesgesetzblatt. Bonn : Bundesanzeiger Verlag, 2000. Bd. Teil I Nr. 13.
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