Wertschöpfungspotenziale
Die Studie „Stärkung der regionalen Wertschöpfung durch Erneuerbare Energien“ wurde noch vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) in Auftrag gegeben und 2026 vom Institut für ökologische Wirtschaftsforschung (IÖW), dem Berlin-Institut für Bevölkerung und Entwicklung sowie dem Institut der deutschen Wirtschaft Köln Consult (IW Consult) erstellt. Anhand von fünf Beispielkommunen, eine aus Brandenburg, Feldheim (Ortsteil der Stadt Treuenbrietzen, Brandenburg), wurden praxisnah die Stellschrauben sichtbar gemacht, über die Einnahmen in den Regionen verbleiben.
Die Studie hebt für Brandenburg ein hohes Potenzial durch Windkraft und PV-Anlagen hervor, mit mindestens einer regionaler Wertschöpfung von rund 233 Mio. Euro im Jahr 2023 (Studie, S. 40). Hierbei wurde angenommen, dass die Gewinne aus dem Betrieb der Windenergieanlagen und großer Photovoltaik-Anlagen nicht in der Region verbleiben (Studie, S. 35). Auf Seite 41 werden die Wertschöpfungspotentiale auf Landkreisebene heruntergebrochen.
Im Jahr 2023 wurden durch Herstellungs-, Installations- und Betriebstätigkeiten der betrachteten EE-Technologien ca. 10 Mrd. Euro an direkter Wertschöpfung in Deutschland generiert (Studie, Abbildung 2, Seite 4). Davon können ca. 55 Prozent in den Standortregionen verbleiben. Die restlichen 45 Prozent umfassen Effekte durch Herstelleraktivitäten sowie Installations- und Wartungstätigkeiten an großen Anlagen (>100 kW), die in der Regel nur von Unternehmen erbracht werden, die nicht direkt in den Standortregionen ansässig sind. Ca. 2 Mrd. des regionalen Wertschöpfungspotenzials entfällt auf die Gewinne aus dem Betrieb (>100 kW), d.h. die Wertschöpfung kann um ca. 43 % gesteigert werden, wenn der Betrieb voni großen Anlagen in der Region bleibt.
Eine ähnliche Verteilung ist aber auch bei kleinen PV-Dachanlagen festzustellen und soll im Folgenden näher dargestellt werden.
„Die Wertschöpfung liegt im Betrieb.“
Kommunen werden im Bereich der erneuerbaren Energien überwiegend Flächenpachtmodelle angeboten. Bei Photovoltaik-Dachanlagen bedeutet das, dass Investoren die Dachflächen öffentlicher Gebäude pachten und dort eigene PV-Anlagen betreiben. Die Pachtpreise liegen in der Regel unter 10 € pro installierter kWp und Jahr, sodass die jährlichen Einnahmen für Kommunen meist nur zwischen 500 € und 1.000 € betragen. Damit lässt sich keine Kommune sanieren, und eine nennenswerte lokale Wertschöpfung entsteht nicht. Zum Vergleich: Das Wertschöpfungspotential aus dem laufenden Betrieb der Anlagen liegen dagegen bei rund 500 € bis 1.000 € pro Monat.
Im Folgenden werden Geschäfts- und Betriebsmodelle vorgestellt, die einen signifikanten Beitrag zur lokalen Wertschöpfung leisten können.
Geschäftsmodelle
Die folgende Grafik zeigt eine Übersicht der gängigen Geschäftsmodelle sowie die wesentlichen Einflussfaktoren der unterschiedlichen Modelle sowie die Auswirkung auf die lokale Wertschöpfung.
Kleine Fläche / Hoher Verbrauch
Eigenverbrauchsanlagen sind im klassischen Modell der „Überschusseinspeisung“ im EEG geregelt. Die erzeugte Energie wird vorrangig für den Eigenverbrauch im Gebäude genutzt – entweder zeitgleich oder über einen Speicher. Überschüsse werden ins Stromnetz eingespeist. Die Wertschöpfung ist insbesondere bei hohen Strompreisen und/ oder vielen tagsüber aktiven Verbrauchern sehr hoch. Eigenverbrauchsanlagen rentieren sich in der Regel ab etwa 50 % Eigenverbrauch. Der Aufwand ist vergleichsweise gering und beschränkt sich auf die anfängliche Anmeldung; ab einer Leistung von über 30 kWp können zusätzliche jährliche steuerliche Betrachtungen erforderlich werden.
Bei der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung wird der auf dem Dach erzeugte PV-Strom direkt von mehreren Parteien im Gebäude (z. B. Mietern) genutzt. Den darüber hinausgehenden Strombedarf decken die Verbraucher eigenständig über separate Verträge mit externen Stromlieferanten. Dieses Modell erhöht den Eigenverbrauchsanteil und damit die Wirtschaftlichkeit der PV-Anlage, bleibt dabei aber vergleichsweise unbürokratisch. Voraussetzung sind jedoch Smart Meter, die die Verbrauchswerte viertelstündig erfassen.
Beim Mieterstrommodell werden – wie bei der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung – alle Parteien im Gebäude (z. B. Mieter) mit PV-Strom versorgt. Der entscheidende Unterschied liegt jedoch in der Vollversorgung: Die Mieter schließen keine eigenständigen Verträge mit externen Stromlieferanten, sondern beziehen den gesamten Strom vom Anlagenbetreiber, der damit als vollwertiger Stromlieferant auftritt. Dies bringt erheblichen Aufwand und Risiken mit sich: Der Betreiber muss jederzeit eine unterbrechungsfreie Versorgung gewährleisten und fehlenden Strom am Markt zukaufen. Zudem bedarf es einen hohen Aufwand für Kundenakquise und -betreuung, da diese ihren Stromlieferanten frei wählen können.
Große Fläche / Geringer Verbrauch
- Volleinspeisung nach EEG
- Aufteilung in Eigenverbrauch/ Volleinspeisung nach EEG
- Direktvermarktung
- Wärme
- Mobilität
Stehen große (Dach-)Flächen zur Verfügung, während der Stromverbrauch im Gebäude gering ist, kann die Einspeisung des gesamten erzeugten Stroms ins Netz sinnvoll sein. Die Vergütungssätze sind im EEG festgelegt und liegen geringfügig über denen für Eigenverbrauchsanlagen. Sie sind so ausgestaltet, dass sich eine Volleinspeisung insbesondere bei „einfachen“ Projekten wirtschaftlich rechnet. „Einfach“ bedeutet in diesem Zusammenhang, dass keine hohen Ausgaben erforderlich sind (zum Beispiel hohe Gerüstkosten oder Dachsanierungen ) und nur wenige Erker, Gauben, Kabelleitungen oder Dachöffnungen berücksichtigt werden müssen.
Stehen große Dachflächen zur Verfügung und soll der Eigenverbrauch über eine PV-Anlage gedeckt werden, mach es Sinn über zwei PV-Anlagen nachzudenken. Die eine PV-Anlage wird auf die Deckung des Eigenverbrauchs ausgelegt und die zweite PV-Anlage nutzt die überbleibende Dachfläche für eine Volleinspeise-Anlagen. Die Teilung in zwei PV-Anlagen auf einem Dach ist durch das EEG (§ 24 EEG 2023 und § 48 Abs. 2a EEG 2023) geregelt.
Bei der Direktvermarktung wird der erzeugte Strom nicht über die klassische Einspeisevergütung, sondern direkt an einen Stromabnehmer oder über einen Direktvermarkter vermarktet. Der Anlagenbetreiber erhält dabei in der Regel den Marktwert des Stroms zuzüglich der gesetzlichen Marktprämie, sofern die Anlage die Voraussetzungen des EEG erfüllt. Die Direktvermarktung kann besonders bei größeren Anlagen wirtschaftlich interessant sein, setzt jedoch eine passende messtechnische Erfassung und die Zusammenarbeit mit einem Direktvermarkter voraus.
Bei der Nutzung zur Wärmeversorgung wird der mit einer PV-Dachanlage erzeugte Strom nicht ins Netz eingespeist, sondern direkt in der Liegenschaft zur Deckung des Wärmebedarfs eingesetzt, etwa über eine Wärmepumpe oder eine elektrische Zusatzheizung. Dies kann die Wirtschaftlichkeit der Anlage verbessern, da der Eigenverbrauch von PV-Strom in der Regel wertsteigernd wirkt und zusätzlich die Heizkosten reduziert. Für bestimmte Konstellationen (z. B. Wärmepumpen mit hoher Jahresarbeitszahl) kann im Rahmen der geltenden Förder- und EEG-Regelungen zusätzlich ein Vergütungs- oder Förderanspruch entstehen, sofern die technischen und organisatorischen Voraussetzungen erfüllt sind.
Bei der Nutzung von PV-Strom für die E‑Mobilität wird der mit einer PV-Dachanlage erzeugte Strom direkt zur Beladung von Elektrofahrzeugen genutzt. Dies erhöht den Eigenverbrauchsanteil des PV-Stroms, senkt die Stromkosten für das Laden und kann die CO₂‑Bilanz der Mobilität deutlich verbessern. Die technische Umsetzung erfolgt in der Regel über eine Wallbox, die den verfügbaren PV-Strom nutzt und bei Bedarf um den Netzbezug ergänzt wird. Für bestimmte Konstellationen kann im Rahmen der geltenden Förderprogramme zusätzlich eine Förderung von Ladeinfrastruktur oder einer PV‑Ladekombination in Anspruch genommen werden.
Energysharing / Bilanzkreismodelle
Energysharing stellt ein mögliches Geschäftsmodell dar, wenn mehrere Gebäude über das Netz mit einer PV-Anlage versorgt werden sollen. Dies kann beispielsweise der Fall sein, wenn die Kommune über ein großes, flaches und neues Dach verfügt, das eine wirtschaftliche Großanlage ermöglicht und gleichzeitig kleinere, verbaute oder denkmalgeschützte Gebäude versorgt. Die Wirtschaftlichkeit wird jedoch aufgrund des hohen bürokratischen und messtechnischen Aufwands als verhalten eingestuft. In Brandenburg setzt die edis Energysharing um; es bleibt abzuwarten, wie das Gesetz konkret ausformuliert wird.
Weiteres zum Energysharing im Bereich Gesetze
Bilanzkreismodelle stellt ebenfalls ein mögliches Geschäftsmodell dar, wenn mehrere Gebäude über das Netz mit einer PV-Anlage versorgt werden sollen. Im Gegensatz zum Energysharing erlaubt es bilanzielle Zuordnung von eingespeistem Strom zu entfernteren Verbrauchern via Bilanzkreisverantwortlichem, unabhängig von physischem Fluss. Gleichzeitig gelten Lieferanten-Pflichten. Zusammengefasst soll das Energy Sharing den Einstieg für kleine Gruppen einfachen, während Bilanzkreismodelle flexibler für größere Distanzen ist, aber höheren Aufwand und Verpflichtungen erfordert.
Weiteres zum Bilanzkreis im Bereich Gesetze
Betriebsmodelle
Die folgende Grafik zeigt eine Übersicht der gängigen Betriebsmodelle sowie die wesentlichen Einflussfaktoren der unterschiedlichen Modelle sowie die Auswirkung auf die lokale Wertschöpfung.
Kommune als Betreiber
Eine PV‑Anlage im Eigenbetrieb ist in der Regel wirtschaftlich am attraktivsten; die Kommune muss jedoch bereit sein, Ressourcen in die Planung der Anlage zu investieren und das erforderliche Know‑how hierzu aufzubauen. Außerdem benötigt sie die nötigen Investitionsmittel in einer Größenordnung von etwa 50.000 bis 100.000 €, je nach Größe und Ausführung der Anlage.
Wenn die Kommune nicht bereit ist, personelle und fachliche Ressourcen in die Planung von PV‑Anlagen und den Aufbau des erforderlichen Know‑hows zu stecken oder aufgrund einer angespannten Haushaltslage keine Investitionsmittel zur Verfügung hat, kann ein Anlagenpachtmodell mit Vor‑Ort‑Versorgung attraktiv sein. Gerade Bürgerenergiegenossenschaften (BEG) bieten dieses Modell an, bei dem die BEG die Dachfläche für die Nutzung einer PV‑Anlage pachtet und der Kommune dann die Anlage zur Erzeugung von Eigenstrom verpachtet. Die Kommune ist als Pächter auch Betreiber der Anlage. Die BEG als Eigentümer der Anlage gewährleistet dabei für die vereinbarte Nutzungsdauer der PV-Anlage deren Funktionsfähigkeit. Somit ist sie auch für Reparaturen und Instandhaltung verantwortlich. Durch die Pachteinnahmen von der PV-Anlage refinanziert die BEG die Investitionen und laufenden Kosten.
Bürgerenergiegenossenschaft (BEG) als Betreiber
Möchte die Kommune bürgerliches Engagement fördern und hat selbst kein Interesse oder Bedarf an einer Eigenstromversorgung, kann sie Dachflächen an Bürgerenergiegenossenschaften (BEGs) verpachten, damit diese die Flächen für den Betrieb eigener PV‑Anlagen nutzen können. Dies generiert zwar nur geringe finanzielle Einnahmen, trägt aber zur Stärkung der lokalen Daseinsvorsorge und des zivilgesellschaftlichen Engagements bei.
Wenn die Kommune an einer Stromversorgung interessiert ist, jedoch nicht selbst als Betreiber der PV-Anlage auftreten möchte, bietet sich ein Modell der Dachflächenverpachtung an, kombiniert mit der Möglichkeit einer Vor-Ort-Versorgung durch die BEG als Betreiber. Dabei sind jedoch die Vorgaben des Vergaberechts zu beachten (siehe hierzu den BBEn-Leitfaden).
Beispielrechnung zur Veranschaulichung
- PV-Generatorleistung: ca. 57 kWp Ost/West, Teilbelegung
- PV-Generatorfläche: 230 qm
- Batterie: 18,4 kWh
- Eigenverbrauch: 52 %
- Solare Deckung (Autarkie): 50 %
- Amortisation der PV-Anlage: 9 Jahre
- Wartung und Betrieb: 790 €
- Projektlaufzeit: 20 Jahre + Rumpfjahr
- nicht berücksichtigt: 5 Jahre längere Laufzeit durch Solarspitzengesetz
➔ kostet: 79.400 € brutto = netto (weil hoheitlich)
Hilfsmittel
MachMaWatt! Web-App
Der Weg zum passenden Energieprojekt für Kommune und Bürgerenergiegemeinschaft – mit der digitalen Beratung von MachMaWatt!
Die Webanwendung führt strukturiert durch die zentralen Fragestellungen eines Energievorhabens und erstellt auf Basis der gemachten Angaben ein individuelles Exposé. Dieses enthält eine klare Empfehlung für ein geeignetes Kooperationsmodell – etwa für eine Aufdach-Photovoltaikanlage auf einem kommunalen Gebäude (inklusive Dachcheck und Wirtschaftlichkeitsberechnung) oder für ein gemeinsames Freiflächen- bzw. Windenergieprojekt von Kommune und Bürgerenergie. Das resultierende Exposé bietet eine übersichtliche Grundlage für fundierte Entscheidungen und kann als Ausgangspunkt für Gespräche mit potenziellen Partnern dienen. Zur Erstellung des Exposés ist lediglich eine einmalige Registrierung der E-Mail-Adresse am Ende des Fragebogens erforderlich. Die Nutzung der Webanwendung ist kostenfrei und direkt im Browser, sowohl auf mobilen Endgeräten als auch am Desktop, möglich. Die digitale Beratung ist ein Produkt aus dem Forschungsprojekt CREATE:ENERGY. Im Zuge dieses Projektes hilft die Kommunikationskampagne MachMaWatt Kommunen und Bürgerenergiegenossenschaften Erneuerbare Energien-Projekte gemeinsam zu realisieren. Das Projekt wird durchgeführt vom Verbund bestehend aus den Universitäten Brandenburgische Technische Universität Cottbus-Senftenberg (BTU) und RWTH Aachen. Für die Durchführung der digitalen Beratung ist das Bündnis Bürgerenergie beauftragt.
Leitfaden PV auf kommunalen Dächern (05/2025)
Der Leitfaden wird vom Bündnis Bürgerenergie (BBEn) herausgegeben.
Er richtet sich primär an Bürgerenergiegemeinschaften (BEGen) und Kommunen, die kooperativ Photovoltaik-Projekte auf kommunalen Dächern umsetzen möchten. Der Inhalt umfasst Hinweise zur Identifikation geeigneter Dächer, drei Betreibermodelle (Volleinspeisung, Anlagenpacht mit Vor-Ort-Versorgung, Vor-Ort-Versorgung durch BEG), rechtliche Aspekte wie Pacht- und Vergaberecht sowie Praxisbeispiele und Wirtschaftlichkeitsüberlegungen.
Hier PDF aufrufen
Wirtschaftliche Betätigungen von Kommunen
Die Kommunalverfassung Brandenburgs wurde 2024 umfassende reformiert („Gesetz zur Modernisierung des Kommunalrechts“). Die neue Kommunalverfassung erlaubt wirtschaftliche Betätigung im Bereich Elektrizität, Gas und Wärme (BbgKVerf, §91 Abs. 4).
Investitionen in Erneuerbare Energien
Das Land Brandenburg hat durch das Beteiligungsgesetz (➔ Gesetze) einen wichtigen Schritt zur finanziellen Beteiligung von Kommunen am Ausbau Erneuerbarer Energien geleistet. Noch mehr Potenzial bietet allerdings eine direkte Beteiligung der Kommunen an den Anlagen (siehe Studie, Kapitel 3.6.2 und Seite 143). Diese ist jedoch mit teilweise beträchtlichen Investitionen verbunden, die gerade Kommunen in strukturschwachen Regionen häufig nicht aufbringen können bzw. vor allem dann, wenn sie sich in der Haushaltssicherung befinden.
Klimaschutz gilt bisher als freiwillige kommunale Aufgabe und Investitionen müssen durch die Kommunalaufsicht genehmigt werden. Das Bundesverfassungsgericht hat jedoch festgestellt, dass für Kommunen hinsichtlich der Beteiligung an Projektgesellschaften zur Erzeugung von Windenergie „kein ernsthaftes Verlustrisiko bestehen dürfte“ (Bundesverfassungsgericht, Absatz 160). Der Sachverständigenrat Ländliche Entwicklung fordert ebenfalls die Schaffung kommunal- und haushaltsrechtlicher Bedingungen, um Windenergie- oder PV-Anlagen in kommunaler Trägerschaft leichter zu ermöglichen, vor allem bezogen auf die Genehmigung durch die Kommunalaufsicht (Sachverständigenrat Ländliche Entwicklung 2024).
Brandenburg erging bereits in 2012 ein „Gemeinsamer Erlass des Ministeriums für Wirtschaft und Europaangelegenheiten und des Ministeriums des Innern zu Kommunalkrediten für rentierliche Maßnahmen in den Bereichen der Energieeinsparung/Energieeffizienz und Erneuerbare Energien“ (MWAEK, MIK 2012), der eine Kreditaufnahme der Kommunen für Investitionen vorsieht. Der Erlass führt aus, dass für Investitionen in den Klimaschutz „die Aufnahme von Investitionskrediten denkbar ist“ – und zwar grundsätzlich auch für Kommunen mit einem genehmigten Haushaltssicherungskonzept und Kommunen in der vorläufigen Haushaltsführung. In dem Erlass nennen die Ministerien unter anderem die Errichtung von Windenenergie- und Freiflächen-PV-Anlagen als Beispiele für Maßnahmen, die den Kommunen ermöglicht werden sollten (MWAEK, MIK 2012).
Der Antwort der brandenburgischen Landesregierung auf eine kleine Anfrage der Linken-Fraktion aus dem Jahr 2019 ist jedoch zu entnehmen, dass sich bis dahin nur zwei Kommunen auf den gemeinsamen Erlass berufen hatten In beiden Fällen kam es nicht zu einer Genehmigung der Kreditaufnahme (Studie, Seite 144).
Regionalwerke
Ein Regionalwerk ist ein wirtschaftlich agierendes Kommunalunternehmen, das sich auf die Energieversorgung einer bestimmten Region konzentriert und in kommunaler Hand ist. Regionalwerke GmbH & Co. KG berät Kommunen im Rahmen der Regionalwerk-Gründung und entwickelt das Regionalwerk-Konzept.