Warum der Verkauf von eigenem PV-Strom jetzt zum Gamechanger wird

Photovoltaikanlagen produzieren heute mehr Strom denn je – und das zu immer geringeren Kosten. Für viele Unternehmen, Vermieter und Kommunen entsteht jedoch ein wachsendes Problem: Zur Mittagszeit liefern Solaranlagen oft deutlich mehr Energie, als vor Ort verbraucht werden kann. Die klassische Lösung – Einspeisung ins öffentliche Netz – wird finanziell zunehmend unattraktiv. Die Einspeisevergütung liegt mittlerweile häufig unter den tatsächlichen Stromgestehungskosten.

Damit rückt eine zentrale Frage in den Fokus: Wie kann selbst erzeugter Solarstrom sinnvoller genutzt oder sogar gewinnbringend verkauft werden?

Genau hier eröffnen sich neue Möglichkeiten. Durch aktuelle gesetzliche Änderungen und technische Entwicklungen können Anlagenbetreiber ihren PV-Strom heute auf deutlich mehr Wegen vermarkten als noch vor wenigen Jahren: an Mieter, Nachbarn, Unternehmen im gleichen Areal oder sogar über Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge. Modelle wie Mieterstrom, Arealversorgung oder das neue Energy Sharing schaffen völlig neue Optionen – jedes mit eigenen Chancen, Voraussetzungen und wirtschaftlichen Auswirkungen.

Für Betreiber von Photovoltaikanlagen bedeutet das: Aus einem reinen Eigenverbrauchsprojekt wird zunehmend ein echtes Geschäftsmodell. Doch nicht jede Lösung passt zu jedem Standort. Messkonzepte, Abrechnungssysteme, rechtliche Rahmenbedingungen und die vorhandene Infrastruktur spielen dabei eine entscheidende Rolle.

Dieser Leitfaden gibt einen strukturierten Überblick über alle relevanten Wege, eigenen Strom legal, wirtschaftlich und praxistauglich zu verkaufen. Er zeigt, welche Modelle es gibt, für wen sie geeignet sind und welche technischen Voraussetzungen erfüllt sein müssen – speziell aus der Perspektive von Gewerbebetrieben, Immobilienbesitzern und kommunalen Einrichtungen.

Modell 1 – Energy Sharing (§42c EnWG)

Energy Sharing ist das jüngste und politisch meistdiskutierte Modell für den Verkauf von selbst erzeugtem Strom. Seit der Einführung des § 42c Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) wurde erstmals ein rechtlicher Rahmen geschaffen, der es ermöglicht, Solarstrom unkompliziert mit Nachbarn oder lokalen Gemeinschaften zu teilen.

Grundidee des Energy Sharings

Beim Energy Sharing wird überschüssiger Strom aus erneuerbaren Energien – in der Praxis vor allem aus Photovoltaikanlagen – direkt an andere Verbraucher in der Nähe weitergegeben. Dies geschieht über das öffentliche Stromnetz, jedoch innerhalb eines festgelegten lokalen Rahmens.

Teilnehmen dürfen:

• Privatpersonen
• Kommunen
• kleine und mittlere Unternehmen
• Genossenschaften

Große Energiekonzerne sind ausdrücklich von diesem Modell ausgeschlossen.

Ziel ist es, lokal erzeugten Strom auch lokal zu nutzen und damit sowohl die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen zu verbessern als auch Stromkosten für die Abnehmer zu senken.

Was das Modell praktisch ermöglicht

Ein typisches Szenario könnte so aussehen:

Ein Haus- oder Gewerbebetrieb mit Photovoltaikanlage produziert mittags mehr Strom, als selbst verbraucht wird. Statt diesen Überschuss für rund 8 Cent pro Kilowattstunde ins Netz einzuspeisen, kann er ihn nun direkt an Nachbarn, Mieter oder Betriebe in der Umgebung verkaufen – beispielsweise zu 10–15 Cent pro Kilowattstunde.

Damit entsteht eine Win-win-Situation:

• Anlagenbetreiber erzielen höhere Erlöse als bei der Einspeisevergütung.
• Abnehmer zahlen weniger als für normalen Netzstrom.

Wichtige rechtliche Eckpunkte

Energy Sharing unterscheidet sich deutlich von einer klassischen Stromlieferung:

• Betreiber müssen sich nicht als Energieversorger registrieren lassen.
• Viele Pflichten wie Bilanzkreisverantwortung oder Liefergarantien entfallen.
• Grundlage ist eine vereinfachte Vereinbarung zwischen Erzeuger und Abnehmern.
• Reststrom müssen die Abnehmer weiterhin über ihren regulären Stromvertrag beziehen.

Damit ist Energy Sharing deutlich einfacher umzusetzen als frühere Modelle des Stromverkaufs.

Technische Voraussetzungen

Für die praktische Umsetzung sind jedoch klare Anforderungen zu erfüllen:

• Viertelstundenscharfe Messung von Erzeugung und Verbrauch
• Einsatz intelligenter Messsysteme oder moderner Zweirichtungszähler
• Abstimmung des Messkonzepts mit dem zuständigen Verteilnetzbetreiber
• Geeignete Abrechnungs- und Datenaustauschprozesse

Ohne diese technische Grundlage lässt sich Energy Sharing nicht sauber abbilden.

Kosten und Abgaben

Ein häufiges Missverständnis: Auch beim Energy Sharing fallen grundsätzlich Netzentgelte und Abgaben an. Der Strom wird zwar lokal genutzt, läuft aber weiterhin über das öffentliche Netz.

Eine wichtige Ausnahme bildet die Stromsteuer:

• Für Anlagen bis 2 Megawatt Leistung entfällt sie in vielen Fällen.
• Voraussetzung ist ein räumlicher Zusammenhang zwischen Erzeugung und Verbrauch (in der Regel bis zu 4,5 km).

Für wen ist Energy Sharing besonders interessant?

Das Modell eignet sich vor allem für:

• Wohnquartiere mit mehreren Gebäuden
• Nachbarschaften mit gemischter Nutzung
• kleinere Gewerbegebiete
• Kommunale Liegenschaften
• Betriebe mit regelmäßigen PV-Überschüssen

Weniger geeignet ist es dagegen für Einzelstandorte ohne mögliche Abnehmer in der Nähe.

Chancen und Grenzen

Energy Sharing eröffnet völlig neue Möglichkeiten – hat aber auch realistische Grenzen:

Chancen:

• Höhere Erlöse für PV-Betreiber
• Günstiger Strom für lokale Abnehmer
• Stärkung regionaler Energiekonzepte
• Sinnvolle Nutzung von Überschussstrom

Grenzen:

• Kein Wegfall der Netzentgelte
• Technischer und organisatorischer Aufwand
• Wirtschaftlich erst ab einer gewissen Teilnehmerzahl attraktiv
• Breite Marktreife wird schrittweise erwartet

Fazit zu Modell 1

Energy Sharing ist ein vielversprechendes neues Instrument, um Solarstrom wirtschaftlicher zu nutzen. Es wird jedoch kein Selbstläufer sein, sondern vor allem dort funktionieren, wo:

• ein klarer lokaler Abnehmerkreis vorhanden ist,
• moderne Messtechnik eingesetzt wird und
• Prozesse professionell organisiert werden.

Für viele emobicon-Kunden – etwa Gewerbebetriebe mit Nachbarn, Quartiere oder Kommunen – kann Energy Sharing mittelfristig zu einer sehr attraktiven Option werden.

Modell 3 – Direktlieferung über private Leitungen (On-Site / Areal)

Die Direktlieferung von PV-Strom über private Leitungen ist eine der technisch und rechtlich klarsten Formen des Stromverkaufs. Dabei wird der erzeugte Solarstrom nicht über das öffentliche Netz, sondern innerhalb eines Grundstücks oder eines zusammenhängenden Areals an andere Nutzer weitergegeben.

Was bedeutet Direktlieferung konkret?

Bei diesem Modell wird der Strom physisch dort genutzt, wo er auch erzeugt wird – zum Beispiel:

• von einer Produktionshalle zur benachbarten Lagerhalle
• von einem Bürogebäude zu einem angrenzenden Werkstattgebäude
• von einer Dach-PV-Anlage zu Mietern im selben Gebäudekomplex

Entscheidend ist: Der Strom fließt ohne Nutzung des öffentlichen Stromnetzes über interne Kabel- oder Leitungssysteme. Genau dieser Punkt macht Modell 3 in der Praxis besonders attraktiv.

Technische Grundlagen und Voraussetzungen

Damit eine Direktlieferung rechtssicher und wirtschaftlich funktioniert, sind einige technische Voraussetzungen notwendig:

Erforderliche Infrastruktur

• Ein internes Verteilnetz bzw. private Leitungsführung
• Geeichte Zähler zur Erfassung von Erzeugung und Verbrauch
• Ein transparentes und nachvollziehbares Messkonzept
• Häufig ein Energiemanagementsystem (EMS) zur Optimierung der Stromflüsse
• Abrechnungssysteme für die Zuordnung der gelieferten Energiemengen

Gerade bei mehreren Abnehmern ist ein EMS entscheidend, um Lasten sinnvoll zu steuern und den Eigenverbrauch zu maximieren.

Warum Zähler und EMS entscheidend sind

Für nahezu alle professionellen On-Site-Modelle gelten heute folgende Mindestanforderungen:

• Viertelstundenscharfe Messung von Erzeugung und Verbrauch
• Zweirichtungszähler oder intelligente Messsysteme
• Ein Energiemanagementsystem, das PV-Erzeugung, Verbraucher und ggf. Ladeinfrastruktur koordiniert

Nur mit diesen Bausteinen lässt sich eine belastbare und prüfungssichere Abrechnung realisieren.

Energiewirtschaftsrechtliche Grundlagen

Grundsatz: Stromlieferung an Dritte ist reguliert

Sobald Strom an eine andere juristische oder natürliche Person geliefert wird, handelt es sich rechtlich um eine Stromlieferung. Grundsätzlich wird der Lieferant damit aus Sicht des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) zu einem Elektrizitätsversorgungsunternehmen.

Der entscheidende Vorteil von Modell 3:
Da der Strom nicht über das öffentliche Netz fließt, entfallen viele Pflichten klassischer Energieversorger.

Typische rechtliche Konstrukte für Modell 3

In der Praxis wird die Direktlieferung meist über eines der folgenden Konzepte umgesetzt:

a) Kundenanlage (§ 3 Nr. 24a EnWG)

Eine Kundenanlage liegt vor, wenn

• ein zusammenhängendes Areal existiert,
• der Strom über ein internes Netz verteilt wird,
• die Anlage nicht der allgemeinen Versorgung dient und
• nur eine begrenzte Anzahl Nutzer versorgt wird.

Dann gilt die interne Verteilung nicht als Netzbetrieb im Sinne des EnWG.

Folgen:

• Keine Netzentgelte
• Kein Netzbetreiberstatus
• Stark vereinfachte Lieferantenpflichten

b) Direktleitung (§ 3 Nr. 12 EnWG)

Wenn der Strom über eine reine Punkt-zu-Punkt-Leitung vom Erzeuger direkt zum Abnehmer geführt wird, handelt es sich um eine Direktleitung.

Auch hier gilt:

• keine Nutzung des öffentlichen Netzes
• sehr klare und einfache Rechtslage
• minimaler regulatorischer Aufwand

Was rechtlich trotzdem zwingend bleibt

Auch bei Modell 3 sind notwendig:

• geeichte Messungen
• transparente Abrechnung
• klare vertragliche Vereinbarungen
• dokumentierte Prozesse

Netzrechtliche Aspekte

Netzentgelte

Der größte wirtschaftliche Vorteil:

Für Strom, der ausschließlich über private Leitungen fließt, fallen keine Netzentgelte an.

Konzessionsabgaben

Da keine öffentliche Netznutzung erfolgt:

• ebenfalls keine Konzessionsabgabe

Marktkommunikation

Im Gegensatz zu klassischen Liefermodellen sind in der Regel keine komplexen Marktprozesse (Bilanzkreis, Lieferantenwechsel etc.) erforderlich.

Steuerliche Grundlagen

Umsatzsteuer

Der Verkauf von Strom ist grundsätzlich eine umsatzsteuerpflichtige Leistung.

Das bedeutet:

• Abrechnung mit 19 % Umsatzsteuer
• ordnungsgemäße Rechnungsstellung an Abnehmer
• Vorsteuerabzug möglich

Wichtig bei Vermietern:
Die Stromlieferung ist steuerlich eine eigenständige Leistung und keine Nebenleistung zur Miete.

Stromsteuer

Hier liegt ein wesentlicher Vorteil von Modell 3:

Unter typischen Voraussetzungen ist eine Stromsteuerbefreiung möglich, insbesondere wenn

• die Anlage maximal 2 MW Leistung hat,
• Erzeugung und Verbrauch im räumlichen Zusammenhang erfolgen und
• kein öffentliches Netz genutzt wird.

In vielen On-Site-Fällen entfällt die Stromsteuer daher vollständig.

EEG-Umlage

Seit 2022 gilt:

• Die EEG-Umlage ist abgeschafft
• Für die Lieferung innerhalb eines Areals fallen daher keine zusätzlichen EEG-Belastungen mehr an

Dies macht Modell 3 wirtschaftlich deutlich attraktiver als noch vor einigen Jahren.

Ertragsteuerliche Aspekte

Der Stromverkauf stellt:

• normale gewerbliche Einnahmen dar
• ist Teil des Unternehmensgewinns
• kann – je nach Struktur – gewerbesteuerlich relevant sein

Bei Vermietern kann die Lieferung an Mieter steuerlich sensibel sein. In vielen Fällen ist deshalb eine separate Betreiber- oder Contracting-Struktur sinnvoll.

Vorteile und Grenzen des Modells

Vorteile

• Sehr geringe regulatorische Komplexität
• Keine Netzentgelte
• Hohe Wirtschaftlichkeit bei passender Laststruktur
• Unabhängigkeit von externen Energieversorgern
• Einfache Kombination mit EMS und Lastmanagement

Grenzen

• Funktioniert nur bei räumlicher Nähe
• Private Leitungsführung muss möglich sein
• Erweiterungen über Grundstücksgrenzen oft schwierig
• Abrechnungsaufwand steigt mit Anzahl der Nutzer

Sobald Strom über das öffentliche Netz transportiert werden soll, müssen andere Modelle wie Energy Sharing oder Mieterstrom gewählt werden.

Fazit für emobicon-Kunden

Die Direktlieferung über private Leitungen ist häufig der einfachste, schnellste und wirtschaftlichste Weg, selbst erzeugten PV-Strom an Dritte zu verkaufen.

Besonders geeignet für:

• Gewerbe- und Industrieareale
• Logistikstandorte
• Unternehmenscampus
• Ladeinfrastruktur auf eigenem Gelände

Praktische Empfehlung:

Bevor komplexere Modelle wie Energy Sharing geplant werden, sollte bei jedem Projekt zuerst geprüft werden:

Ist eine On-Site-Versorgung über private Leitungen technisch und rechtlich realisierbar?

Wenn ja, ist Modell 3 in den meisten Fällen der sinnvollste Einstieg.

Modell 6 – Verkauf über PPA und Direktvermarktung

Für größere Photovoltaikanlagen ist der Verkauf von Strom über langfristige Verträge oder die direkte Vermarktung am Strommarkt eine etablierte Alternative zur klassischen Einspeisevergütung. Dieses Modell richtet sich vor allem an Unternehmen mit größeren Dach- oder Freiflächenanlagen und professionellen Energieerzeugern.

Was ist ein PPA?

Ein Power Purchase Agreement (PPA) ist ein langfristiger Stromliefervertrag zwischen einem Anlagenbetreiber und einem festen Abnehmer. Der erzeugte Solarstrom wird dabei zu einem vorab vereinbarten Preis direkt an ein Unternehmen verkauft. Man unterscheidet zwei Grundformen:

• Physisches PPA: Der Strom wird tatsächlich vom Erzeuger zum Abnehmer geliefert.
• Virtuelles PPA (Financial PPA): Der Strom wird bilanziell über den Markt abgewickelt, während Preisunterschiede vertraglich ausgeglichen werden.

PPAs sind besonders für Anlagen ab etwa 100 kWp bis in den Megawattbereich interessant, da hier ausreichend große und planbare Strommengen zur Verfügung stehen.

Technische Anforderungen

Für die Direktvermarktung und den PPA-Betrieb sind deutlich höhere technische Standards erforderlich als bei einfachen Eigenverbrauchsmodellen:

• Fernsteuerbarkeit der Anlage durch einen Direktvermarkter
• Echtzeit- oder viertelstundenscharfe Messung von Erzeugung und Einspeisung
• Einsatz eines intelligenten Messsystems (iMSys) oder professioneller Messhardware
• Anbindung an ein Direktvermarktungs-Backend
• Prognosefähigkeit der Erzeugung, oft unterstützt durch spezialisierte Software

Häufig wird zusätzlich ein Energiemanagementsystem integriert, um Erzeugung, Eigenverbrauch und Vermarktung optimal aufeinander abzustimmen.

Rechtliche Rahmenbedingungen

Rechtlich handelt es sich beim PPA und bei der Direktvermarktung um vollwertige Stromliefermodelle. Wichtige Punkte sind:

• Abschluss eines formellen Stromliefervertrags zwischen Erzeuger und Abnehmer
• Einbindung eines Direktvermarkters, der Bilanzkreisverantwortung übernimmt
• Einhaltung energiewirtschaftlicher Melde- und Berichtspflichten
• Marktkommunikation über den Verteilnetzbetreiber
• Klare Regelungen zu Liefermengen, Preisformeln, Ausfallrisiken und Laufzeiten

Im Gegensatz zu Energy Sharing oder Mieterstrom treten Anlagenbetreiber hier in der Regel nicht selbst als Lieferant gegenüber Endkunden auf, sondern nutzen professionelle Marktpartner. Dadurch wird der administrative Aufwand deutlich reduziert.

Steuerliche Aspekte

Auch steuerlich unterscheidet sich dieses Modell von kleineren lokalen Konzepten:

• Erlöse aus PPA-Verträgen gelten als unternehmerische Einnahmen und unterliegen der regulären Ertragsbesteuerung.
• Umsatzsteuerliche Behandlung richtet sich nach der Art der Lieferung und der Vertragspartner.
• Stromsteuerbefreiungen, wie sie bei lokalen Modellen teilweise greifen können, sind hier in der Regel nicht anwendbar.
• Abschreibungen und Investitionsförderungen können weiterhin genutzt werden, müssen jedoch vertraglich sauber berücksichtigt werden.

Für Betreiber größerer Anlagen ist daher eine frühzeitige Abstimmung mit Steuerberater und Direktvermarkter unerlässlich.

Für wen ist Modell 6 geeignet?

Der Verkauf über PPA oder Direktvermarktung eignet sich vor allem für:

• Gewerbebetriebe mit großen Dachanlagen
• Landwirtschaftliche Betriebe mit Freiflächenanlagen
• Industrieunternehmen mit konstantem Strombedarf
• Projektentwickler und Investoren

Weniger geeignet ist dieses Modell für kleine Einfamilienhausanlagen oder Standorte mit geringem Überschussstrom.

Chancen und Grenzen

Vorteile:

• Planbare und oft höhere Erlöse als durch Einspeisevergütung
• Langfristige Preisstabilität
• Professionelle Abwicklung über Marktpartner
• Gute Kombinierbarkeit mit Batteriespeichern und EMS

Nachteile:

• Höhere technische und administrative Einstiegshürden
• Wirtschaftlich erst ab größeren Anlagen sinnvoll
• Abhängigkeit von Marktpreisen und Vertragspartnern

Fazit:
Modell 6 ist das professionellste und marktnächste Vermarktungsmodell für selbst erzeugten Strom. Für viele größere emobicon-Kunden – etwa Gewerbe- und Industriebetriebe mit leistungsstarken PV-Anlagen – stellt es eine attraktive Option dar, insbesondere wenn lokale Verbrauchsmodelle nicht ausreichen oder langfristige Planungssicherheit gewünscht ist.

Technische Voraussetzungen – was für den Stromverkauf wirklich nötig ist

Unabhängig davon, welches Verkaufsmodell gewählt wird: Ohne die richtige technische Basis lässt sich kein Konzept wirtschaftlich und rechtssicher umsetzen. Dieser Abschnitt beschreibt, welche Infrastruktur in der Praxis benötigt wird.

6.1 Das Fundament: Ein sauberes Messkonzept

Die wichtigste Grundlage jedes Stromverkaufs ist die exakte Erfassung von Erzeugung und Verbrauch.

Erforderlich sind in der Regel:

• Zweirichtungszähler am Netzanschlusspunkt
• Erzeugungszähler für die PV-Anlage
• Verbrauchszähler bei allen Abnehmern
• Viertelstundenscharfe (15-Minuten) Messung
• Klare Trennung von Eigenverbrauch und Lieferung an Dritte

Ohne ein solches Messkonzept kann:

• kein Strom korrekt abgerechnet werden
• kein Energy Sharing umgesetzt werden
• kein Mieterstrom sauber funktionieren

Deshalb beginnt jedes Projekt mit der Frage:

„Wie und wo wird gemessen?“

6.2 Intelligente Messsysteme (iMSys)

Für moderne Modelle wie Energy Sharing oder komplexe Arealversorgungen sind häufig erforderlich:

• Smart Meter Gateways (SMGW)
• intelligente Messsysteme nach MsbG
• fernauslesbare Zähler
• sichere Datenübertragung an Abrechnungssysteme

Gerade bei mehreren Abnehmern ist eine automatische, digitale Datenerfassung heute praktisch unverzichtbar.

6.3 Energiemanagementsystem (EMS)

Ein EMS ist kein „Nice-to-have“, sondern oft der Schlüssel zur Wirtschaftlichkeit.

Aufgaben eines EMS:

• Steuerung von PV-Erzeugung und Verbrauch
• Optimierung des Eigenverbrauchs
• Priorisierung von Lasten
• Einbindung von Speichern
• Steuerung von Ladeinfrastruktur
• Vorbereitung von Abrechnungsdaten

Typische Funktionen:

• PV-Überschussladen von E-Fahrzeugen
• Peak-Shaving zur Reduzierung von Leistungsspitzen
• Zeitliche Verschiebung von Verbrauch
• Auswertung von Lastprofilen

Je komplexer das Verkaufsmodell, desto wichtiger wird ein professionelles EMS.

6.4 Ladeinfrastruktur als technischer Hebel

Bei vielen emobicon-Kunden ist E-Mobilität der wichtigste Verbraucher.

Für den Stromverkauf über Ladepunkte werden benötigt:

• Backendfähige Wallboxen / Ladesäulen
• Lastmanagement
• Nutzer- und Tarifverwaltung
• Abrechnungssoftware
• Schnittstelle zum EMS

Gerade hier entsteht oft der größte wirtschaftliche Nutzen:

PV-Überschuss → direkt als Ladestrom verkaufen

6.5 IT- und Abrechnungssysteme

Neben Hardware ist auch die digitale Infrastruktur entscheidend:

• Software zur Zählerdatenverwaltung
• Abrechnungssysteme für mehrere Nutzer
• Marktkommunikation mit Netzbetreibern
• Schnittstellen zu Direktvermarktern
• Vertrags- und Tarifverwaltung

Viele Projekte scheitern nicht an der Technik, sondern an fehlenden Prozessen für Abrechnung und Datenmanagement.

6.6 Netzanschluss und Verteilnetzbetreiber

Fast jedes Modell erfordert die Einbindung des lokalen Netzbetreibers:

• Abstimmung des Messkonzepts
• Freigabe von Zählerplätzen
• Einbindung intelligenter Messsysteme
• Marktkommunikation
• ggf. Anpassungen am Netzanschlusspunkt

Eine frühzeitige Abstimmung vermeidet spätere Verzögerungen.

Typische Mindestanforderungen je Modell

Energy Sharing

• iMSys bei Erzeuger und Abnehmer
• 15-Minuten-Messung
• Abrechnungssystem
• EMS empfohlen

Mieterstrom / Gebäudestrom

• Separate Zähler je Nutzer
• Summenzähler
• Abrechnungslösung
• EMS stark empfohlen

Arealversorgung / Kundenanlage

• Komplexes Messkonzept
• Lastmanagement
• Professionelles EMS
• Interne Dateninfrastruktur

PPA / Direktvermarktung

• Fernsteuerbarkeit
• Echtzeitmessung
• Direktvermarktungsanbindung
• Prognose-Tools

Fazit: Technik entscheidet über Erfolg

Die rechtlichen Modelle klingen oft einfach – die praktische Umsetzung steht und fällt jedoch mit:

• sauberer Messtechnik
• digitaler Datenerfassung
• professionellem Energiemanagement
• passenden Abrechnungslösungen

Genau hier liegt die Kernkompetenz von emobicon:
Wir entwickeln für jeden Standort ein technisches Gesamtkonzept, das Stromverkauf, Eigenverbrauch, Ladeinfrastruktur und Wirtschaftlichkeit sinnvoll verbindet.

Im nächsten Abschnitt:
Typische Fehler und Missverständnisse – und wie Sie sie vermeiden.

Fazit und Empfehlung – So gehen Unternehmen jetzt vor

Der Verkauf von selbst erzeugtem Strom ist heute deutlich vielfältiger und wirtschaftlich interessanter als noch vor wenigen Jahren. Neben der klassischen Einspeisung stehen inzwischen mehrere Modelle zur Verfügung, die je nach Standort ganz unterschiedliche Vorteile bieten. Ein pauschales „Best Practice“-Modell gibt es jedoch nicht – entscheidend ist immer die individuelle Situation vor Ort.

Die wichtigste Erkenntnis

Nicht jede Lösung passt zu jedem Projekt. Der optimale Weg hängt vor allem von folgenden Faktoren ab:

• Größe der PV-Anlage
• Höhe und zeitlicher Verlauf des Eigenverbrauchs
• Anzahl und Art möglicher Abnehmer
• Technische Infrastruktur am Standort
• Bereits vorhandene Mess- und Abrechnungssysteme
• Wirtschaftliche Zielsetzung des Betreibers

Gerade deshalb ist eine strukturierte Herangehensweise entscheidend. Wer ohne Vorprüfung direkt ein bestimmtes Modell umsetzt, riskiert unnötige Kosten oder verpasste Chancen.

Was Betreiber jetzt konkret tun sollten

Für Unternehmen, Vermieter und Kommunen empfehlen sich vier klare Schritte:

1. Last- und Erzeugungsprofil analysieren
Nur wer weiß, wann Überschüsse entstehen und wo sie genutzt werden können, kann das richtige Modell auswählen. Grundlage ist eine saubere Auswertung von Verbrauchs- und Erzeugungsdaten.

2. Messkonzept prüfen oder entwickeln
Viele Standorte sind technisch noch nicht bereit für Modelle wie Energy Sharing oder Mieterstrom. Ein modernes Messkonzept mit viertelstundenscharfer Erfassung ist fast immer der erste notwendige Schritt.

3. Wirtschaftliche Varianten vergleichen
On-Site-Direktlieferung, Ladeinfrastruktur, Mieterstrom, Energy Sharing oder PPA – jedes Modell hat andere Kosten und Ertragspotenziale. Ein neutraler Vergleich zeigt, welche Option wirklich sinnvoll ist.

4. Energiemanagement einplanen
Ein professionelles EMS steigert in nahezu allen Szenarien den Nutzen der PV-Anlage. Es ermöglicht die intelligente Steuerung von Verbrauchern, Speichern und Ladeinfrastruktur und bildet die Grundlage für zukünftige Vermarktungsmodelle.

Warum jetzt der richtige Zeitpunkt ist

Die Rahmenbedingungen entwickeln sich klar in Richtung lokaler Stromnutzung:

• Einspeisevergütungen bleiben niedrig
• Strompreise für Endkunden sind hoch
• Neue gesetzliche Möglichkeiten wie Energy Sharing entstehen
• Ladeinfrastruktur wird immer wichtiger
• Digitale Mess- und Abrechnungssysteme werden Standard

Wer heute seine Strukturen vorbereitet, kann diese Entwicklungen optimal nutzen und sich langfristig günstig mit eigener Energie versorgen.

Empfehlung von emobicon

Aus unserer Projekterfahrung zeigt sich: Der größte wirtschaftliche Hebel liegt fast immer in einer Kombination aus

• hohem Eigenverbrauch,
• intelligentem Energiemanagement und
• einem passenden Vermarktungsmodell für verbleibende Überschüsse.

Genau dabei unterstützen wir Sie – neutral, herstellerunabhängig und praxisorientiert.

Unser Vorschlag:
Starten Sie mit einer kurzen Standortanalyse. Gemeinsam prüfen wir:

• welche Modelle an Ihrem Standort möglich sind,
• welches Konzept den höchsten Nutzen bringt und
• welche technischen Schritte dafür notwendig sind.

So wird aus einer PV-Anlage nicht nur eine ökologische, sondern auch eine echte wirtschaftliche Erfolgsgeschichte.