Im Zuge des BGH-Urteils ändert sich auch die haushaltsrechtliche Lage des Klima- und Transformationsfonds. Der Plan der Ampelkoalition, die Übertragungsnetzentgelte im Jahr 2024 mit einem 5,5 Milliarden Euro Zuschuss aus dem Wirtschaftsstabilisierungsfonds (WSF) zu stützen, ist aufgehoben. Die vier Unternehmen 50Hertz, Amprion, Tennet und Transnet BW kündigen in einer gemeinsamen Erklärung an, dass die Entgelte deshalb entsprechend angepasst werden. Das sorgt in der Konsequenz für höhere Strompreise bei Endverbrauchern. Derzeit beläuft dieser sich auf 3,12 Cent pro kW/h und wird sich im kommenden Jahr auf etwa 6,43 Cent erhöhen.  

Die Teuerung im Betrieb von Übertragungsnetzen steht in engem Zusammenhang mit den gestiegenen Gaspreisen. Denn: Übertragungsnetzbetreiber fordern Strom in großem Umfang aus Gaskraftwerken an, um die Netze kurzfristig stabil zu halten. Diese Beschaffungskosten sind stark gestiegen.  

Ein weiterer großer Kostenpunkt für Netzbetreiber ist der Netzausbau. Um per „Stromautobahn“ den Stromtransport des Windstroms aus dem Norden Deutschlands in die Verbrauchszentren im Süden und Westen zu gewährleisten, investieren die Betreiber hohe Milliardenbeträge in den Netzausbau. Über die Verteilernetzebene wird der Strom bis zum Hausanschluss gebracht. Auch dafür werden Stromverbrauchern Entgelte in Rechnung gestellt, die von Region zu Region deutlich variieren.  

PV-Stromproduzenten sind von der Erhöhung der Netzentgelte betroffen, sofern der erzeugte Strom in öffentliche Netze eingespeist wird. 

Die Antwort darauf liegt auf der Hand: Eigenverbrauchsanlagen sorgen für eine Unabhängigkeit von der Volatilität der Strompreise. Die Stromgestehungskosten substituieren beim Eigenverbrauch in der Menge (bei etwa 30-jähriger Lebensdauer einer PV-Anlage) den Netzbezugspreis. Somit belaufen sich die Kosten Netto auf ca. 12 ct/kWh anstelle von 25 ct/kWh Netzbezugskosten plus der Steigerung der Netzentgelte. 

Bei einem sogenannten On-Site Power Purchase Agreement, kurz PPA, hängt die Art des Profits vom gewählten Modell ab.  

Wird der Strom direkt aus der Anlage eines Drittbesitzers vor Ort bezogen, kauft der Verbraucher diesen unmittelbar vom Anlagenbesitzer. Substituiert wird hier, gleich der Eigenverbrauchsanlage, der Netzbezugspreis. Aufgrund der Unabhängigkeit von öffentlichen Netzen können die kWh-Preise so im Gegensatz zu Netzbezugspreisen auf 5, 10, 15 oder 20 Jahre fest vereinbart werden, gegebenenfalls fällt ein Inflationsausgleich an. Ist die Anlage EEG-Konform oder KWKG-Konform entfällt darüber hinaus auch die Stromsteuer.  

Auf der Produzentenseite gibt es zweierlei Vergütungsmöglichkeiten des überschüssigen Stroms: Bei Einspeisung in das öffentliche Netz greift die EEG Überschusseinspeisung. Sollte die Anlage nicht beim EEG gemeldet sein, erhält der Produzent eine Vergütung nach dem Spotmarktpreis, ausbezahlt vom Verteilnetzbetreiber. Aktuell liegt dieser bei 6,852 ct/kWh (Monatsmittelwert Dezember 2023). 

Bei On-Site PPAs mit Durchleitung durch das öffentliche Netz oder sogenannter kaufmännisch-bilanzieller Durchleitung fallen aktuell rund 13 ct/kWh Netzkosten inkl. Steuern und Gebühren, aber ohne MwSt. an. Die darin enthaltenen Netzentgelte liegen aktuell bei 3,12 ct/kWh. Wenn sich die Netznutzungskosten im Übertragungsnetz mehr als verdoppeln, laut Handelsblatt auf 6,43 ct/kWh, bedeutet das, dass die Kosten für Netzstrom auf ca. 28,3 ct/kWh steigen – ganz ohne Preiserhöhung beim Strom selbst. Selbst wenn die Netzkosten von 13 ct/kWh auch bei On-Site PPAs mit „kaufmännisch-bilanzieller Netzdurchleitung“ hinzukommen, bleibt das Geld für den Strom selbst im Unternehmen, sofern es diesen am Standort A produziert und am Standort B mit Netzdurchleitung verbraucht. Mit dem Auslaufen der Strompreisbremse und mangels neuen Strommarkt-Designs ist zu erwarten, dass der Strompreis im Jahr 2024 wieder weiter steigt. 

Wer also so schnell wie möglich eine der beiden Varianten für die Stromversorgung wählt, kann in den kommenden Jahren mit großen Einsparungen gegenüber Regelstromnutzern rechnen.