Kapitel 3: Stromverbrauch, lokale Erzeugung und Importkosten

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Einordnung: Vollständige Kapitel-Erstfassung für die redaktionelle Gegenprüfung. Kein Rechtsgutachten, keine Wirtschaftlichkeitsrechnung und keine kommunale Entscheidungsvorlage.
Stand der Quellenprüfung: 2026-07-12
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Freigabe: Vor Veröffentlichung sind lokale Lastgänge, Messpunktlisten, Anlagenlisten, MaStR-Filter, Lieferverträge, Haushaltsstellen, Netzbetreiber-/MSB-Antworten und kommunale Gegenquellen erforderlich.

Kapitel 3: Stromverbrauch, lokale Erzeugung und Importkosten

Warum Strom im Haushalt anders gelesen werden muss

Strom ist für die Kämmerei kein einheitlicher Kostenblock. Er ist zugleich Betriebsaufwand, Infrastrukturfrage, Beschaffungsrisiko, Eigenverbrauchschance, Netzanschlussgrenze, Datenproblem und politischer Indikator. Eine Jahresrechnung zeigt nur, was bezahlt wurde. Sie zeigt nicht, wann Strom verbraucht wurde, an welchem Zählpunkt der Verbrauch entstand, ob zeitgleich lokale Erzeugung vorhanden war, welche Leistungsspitze den Preis prägte, welcher Vertrag galt und welche Rolle die Kommune im jeweiligen Modell hatte.

Das Kapitel behandelt Stromverbrauch, lokale Erzeugung und Importkosten deshalb nicht als einfache Bilanzfrage. Die zentrale These lautet:

Eine Kommune kann Stromkosten und lokale Erzeugung erst dann haushaltsfest bewerten, wenn sie Verbrauch, Erzeugung, Messpunkt, Zeitfenster, Vertrag und Betreiberrolle gemeinsam prüft.

Wer diese Ebenen trennt, vermeidet zwei typische Fehler. Der erste Fehler ist die Jahresmittelrechnung: Man stellt Jahresverbrauch und Jahreserzeugung gegenüber und folgert, die Kommune könne sich bilanziell selbst versorgen. Der zweite Fehler ist die Spotpreisverkürzung: Man nimmt Börsenpreise als unmittelbaren kommunalen Strompreis und rechnet daraus Einsparungen oder Mehrkosten ab. Beide Verfahren können als Einstieg dienen, aber nicht als Entscheidungsgrundlage.

Für Kämmerer zählt nicht, ob eine Zahl eindrucksvoll klingt. Sie zählt, wenn sie an einem beschlussfähigen Ort im Haushalt landet. Eine Kilowattstunde im Jahresdiagramm wird erst dann haushaltsrelevant, wenn klar ist, ob sie an einem kommunalen Zählpunkt verbraucht, in einer kommunalen Anlage erzeugt, vertraglich der Kommune zugeordnet, netzseitig gemessen, bilanziell abgerechnet und preislich wirksam wurde.

Die sechs Ebenen der kommunalen Stromakte

Ein kommunales Stromlagebild braucht eine andere Struktur als ein Energiebericht. Es darf nicht nur Verbräuche nach Gebäuden auflisten, sondern muss die Nachweisfähigkeit jeder Aussage mitführen. Für jedes relevante Objekt oder Verbrauchsbündel sollte die Stromakte mindestens sechs Ebenen unterscheiden.

Erstens: Verbrauch. Dazu gehören Jahresverbrauch, Monatsverbrauch, Viertelstundenlastgang, Spitzenlast, Nutzungsmuster, Wochentag/Wochenende, Ferienzeiten, Sondernutzungen und außergewöhnliche Ereignisse. Ein Schulgebäude, eine Kläranlage, ein Bauhof, eine Straßenbeleuchtung und ein Verwaltungsstandort haben unterschiedliche Lastprofile. Jahreskilowattstunden machen diese Unterschiede unsichtbar.

Zweitens: Messpunkt. Der Verbrauch muss einer Marktlokation, Messlokation, Zählernummer, Kostenstelle und Lieferstelle zugeordnet werden. Ohne diese Zuordnung kann die Kämmerei nicht prüfen, ob Rechnung, Lastgang, Netzbetreiberangabe und internes Gebäuderegister dieselbe Sache meinen. Gerade bei Liegenschaften mit mehreren Gebäuden, Untermietern, Eigenbetrieben oder Nebenanlagen entstehen häufig Verwechslungen.

Drittens: lokale Erzeugung. Photovoltaik, KWK, Wasserkraft, Deponiegas, Klärgas, Biomasse, Speicher und ältere Bestandsanlagen müssen als Anlagenakte geführt werden. Dazu gehören Standort, Betreiber, Eigentümer, Inbetriebnahme, Leistung, MaStR-Nummer, Netzanschluss, Einspeiseart, Eigenverbrauchsmodell, Vergütungsstatus, Wartung, Zählerkonzept und Vertragsbindung.

Viertens: Zeitgleichheit. Strom aus lokaler Erzeugung wird für eine kommunale Kosten- oder Importaussage nicht dadurch wertvoll, dass er im selben Jahr erzeugt wurde. Entscheidend ist, ob Erzeugung und Verbrauch im relevanten Zeitfenster zusammenfallen oder über Vertrag, Bilanzkreis, Speicher, Direktlieferung, Gebäudestrom, Energy Sharing oder Beschaffung anders zugeordnet werden können. In der Praxis ist das Viertelstundenfenster der wichtigste Prüfmaßstab.

Fünftens: Preis- und Vertragslogik. Eine Kilowattstunde hat nicht "den" Preis. Der kommunale Strompreis besteht je nach Vertrag aus Energiepreis, Netzentgelten, Messstellenentgelten, Abgaben, Umlagen, Steuern, Leistungspreisen, Mehr- oder Mindermengenregeln, Beschaffungsform, Risikoaufschlägen und Abrechnungsmodalitäten. Börsenpreise sind ein Marktsignal, aber nicht automatisch ein kommunaler Zahlbetrag.

Sechstens: Haushaltswirkung. Erst hier wird aus Energiewissen eine Kämmereifrage. Eine Maßnahme kann den Arbeitspreis senken, aber den Leistungspreis erhöhen. Sie kann Investitionsmittel binden, aber Betriebskosten stabilisieren. Sie kann eine Einspeisevergütung erzeugen, aber Abrechnungs- und Betreiberpflichten auslösen. Sie kann CO2- oder Preisrisiken mindern, aber Vergabe-, Steuer- oder Beteiligungsfragen öffnen.

Diese sechs Ebenen müssen nebeneinanderstehen. Werden sie vermischt, entstehen scheinbar genaue Aussagen wie "die PV-Anlage deckt 40 Prozent des Verbrauchs" oder "Importstrom kostet die Kommune X Euro". Solche Aussagen sind nur dann belastbar, wenn der Zeitbezug, die Messpunkte, die Rolle der Kommune und die Vertragswirkung offengelegt sind.

Verbrauch ist nicht gleich Last

Der Unterschied zwischen Verbrauch und Last ist für kommunale Entscheidungen zentral. Verbrauch beschreibt die Energiemenge über einen Zeitraum, meist in Kilowattstunden. Last beschreibt die Leistung zu einem Zeitpunkt oder in einem Zeitintervall, meist in Kilowatt oder Megawatt. Eine Liegenschaft mit moderatem Jahresverbrauch kann hohe Lastspitzen haben. Eine Anlage mit hohem Jahresverbrauch kann gut steuerbar sein. Für Stromkosten, Netzanschluss, Eigenverbrauch und Flexibilität ist deshalb nicht nur die Menge, sondern der Verlauf entscheidend.

Typische kommunale Lastprofile unterscheiden sich deutlich:

Verwaltungsgebäude: werktags tagsüber geprägt, oft mit IT, Beleuchtung, Lüftung, Kantine, Aufzug und saisonaler Kühlung.
Schulen und Kitas: stark nutzungs- und ferienabhängig, mit Morgenanstieg, Tagesbetrieb, Küchen, Sporthallen und teilweise Abendnutzung.
Sporthallen und Bäder: abend- und wochenendstark, oft mit Lüftung, Warmwasser, Pumpen, Beleuchtung und besonderer Spitzenlast.
Bauhöfe: morgens und nachmittags geprägt, künftig zunehmend durch Ladeinfrastruktur und Werkstattlasten.
Kläranlagen und Wasserwerke: kontinuierlicher und prozessabhängiger Verbrauch, oft besonders relevant für Eigenstrom, Speicher und Lastmanagement.
Straßenbeleuchtung: stark nacht- und jahreszeitenabhängig, meist separater Mess- und Vertragslogik folgend.

Für die Kämmerei ist die Lastfrage deshalb kein technisches Detail. Sie entscheidet, ob eine PV-Anlage tagsüber wirklich Eigenverbrauch ersetzt, ob ein Batteriespeicher Lastspitzen reduziert, ob Ladeinfrastruktur Netzanschlusskosten auslöst, ob dynamische Tarife überhaupt genutzt werden können und ob ein Projekt in den Ergebnishaushalt oder Finanzhaushalt gehört.

Ein Jahresverbrauch ohne Lastgang ist für eine erste Priorisierung brauchbar. Für Investitionsentscheidungen reicht er nicht. Mindestens für große kommunale Verbraucher, für Anlagen mit Eigenerzeugung und für neue steuerbare Verbrauchseinrichtungen sollten Viertelstundenwerte beschafft werden. Fehlen sie, muss der Text offen sagen: Die Aussage ist ein Prüfwert, kein Haushaltswert.

MaStR: Anlagen finden, aber nicht Erzeugung beweisen

Das Marktstammdatenregister ist der zentrale Einstieg für lokale Erzeugungs- und Speicheranlagen. Die Bundesnetzagentur beschreibt das Register als Datenbank für die aktuellen Daten zur Strom- und Gasversorgung. Fast alle Daten sind öffentlich zugänglich; sie können gefiltert, ausgewertet und heruntergeladen werden. Für spezielle oder umfangreiche Auswertungen verweist die Bundesnetzagentur auf Gesamtdatenexport und Webdienst. Die gesetzlichen Regeln und Fristen ergeben sich aus der Marktstammdatenregisterverordnung.

Für Kapitel 3 ist besonders wichtig: § 5 MaStRV verpflichtet Betreiber, ihre Einheiten sowie EEG- und KWK-Anlagen im Marktstammdatenregister zu registrieren. Die Registrierung muss grundsätzlich innerhalb eines Monats nach Inbetriebnahme erfolgen. Stromspeicher und Stromerzeugungseinheiten sind damit nicht nur technische Objekte, sondern registerpflichtige Einheiten, soweit keine Ausnahme greift. § 13 MaStRV verankert zudem die Überprüfung gespeicherter Daten durch Netzbetreiber nach Aufforderung durch die Bundesnetzagentur.

Das MaStR ist für die Kommune aber kein fertiges Stromlagebild. Es liefert Stammdaten, keine vollständige lokale Erzeugungsbilanz. Eine PV-Anlage im Gemeindegebiet ist nicht automatisch eine kommunale Anlage. Eine Anlage auf kommunalem Dach kann einem Dritten gehören. Eine Anlage eines Eigenbetriebs kann haushaltsseitig anders zu behandeln sein als eine Anlage der Kernverwaltung. Eine eingetragene Leistung sagt noch nicht, wie viel Strom in einem bestimmten Viertelstundenfenster erzeugt wurde.

Die Kämmerei sollte MaStR-Daten daher in vier Stufen verwenden:

Registerfund: Welche Stromerzeugungsanlagen, Speicher und relevanten Marktakteure sind im Gebiet oder an kommunalen Adressen auffindbar?
Objektabgleich: Welche Registereinträge gehören zu kommunalem Eigentum, kommunaler Nutzung, Beteiligungen, Eigenbetrieben, Stadtwerken oder Dritten?
Betreiberabgleich: Wer ist Betreiber im energiewirtschaftlichen Sinn, wer ist Eigentümer, wer trägt Kosten und wer darf Erträge vereinnahmen?
Erzeugungsabgleich: Welche Zeitreihen, Zählerstände, Abrechnungen oder Einspeisedaten belegen die tatsächliche Erzeugung?

Erst nach dem vierten Schritt darf aus einer MaStR-Anlage eine kommunale Erzeugungsaussage werden. Vorher bleibt sie eine Anlagenhypothese. Das klingt streng, ist aber notwendig. Andernfalls kann eine Kommune versehentlich fremde Anlagen als eigene Erzeugung zählen oder aus installierter Leistung eine nicht belegte Strommenge ableiten.

SMARD: Markttransparenz, nicht kommunale Rechnung

SMARD ist die zentrale öffentliche Plattform der Bundesnetzagentur für Strom- und Gasmarktdaten. Die gesetzliche Grundlage liegt in § 111d EnWG. Danach betreibt die Bundesnetzagentur eine nationale Informationsplattform, um der Öffentlichkeit aktuelle Informationen unter anderem zu Erzeugung, Last, Importen, Exporten, Verfügbarkeit von Netzen und Anlagen sowie grenzüberschreitenden Verbindungskapazitäten bereitzustellen. Die Daten sollen frei zugänglich sein und gespeichert werden können.

Die Bundesnetzagentur weist auf SMARD darauf hin, dass die Marktdaten kostenfrei verwendet werden können und unter CC BY 4.0 stehen. Zugleich beschreibt sie, dass SMARD Daten direkt von ENTSO-E bezieht und die Datenqualität kontinuierlich verbessert wird, aber keine Haftung für Richtigkeit und Vollständigkeit übernommen wird. Für die Kämmerei folgt daraus eine klare Einordnung: SMARD ist ein starker Quellenanker für nationale und marktbezogene Stromdaten. SMARD ersetzt nicht die lokale Messstelle.

SMARD hilft besonders bei drei Fragen:

Wie entwickelten sich nationale Erzeugung, Verbrauch, Importe und Exporte in einem Zeitraum?
Welche Day-Ahead-Preise galten im Marktgebiet Deutschland/Luxemburg?
Wie unterscheiden sich kommerzieller Außenhandel und physikalischer Stromfluss?

Gerade der letzte Punkt ist für kommunale Kommunikation wichtig. SMARD unterscheidet kommerziellen Außenhandel, also geplante Im- und Export-Übertragungsleistungen, von physikalischen Stromflüssen über Grenzkuppelleitungen. Strom "kommt" nicht auf einfache Weise aus einem bestimmten Land in ein bestimmtes Rathaus. Er folgt physikalischen Netzgesetzen; Handelsflüsse und tatsächliche Stromflüsse sind unterschiedliche Betrachtungen.

Wer kommunale Importkosten beschreiben will, muss deshalb präzise formulieren. Zulässig ist eine Aussage wie: "Deutschland hatte im Jahr 2025 nach Bundesnetzagentur im kommerziellen Außenhandel einen Nettoimport von 21,9 TWh." Nicht zulässig ist ohne weitere Prüfung: "Unsere Kommune hat Strom aus Land X importiert und dafür Y Euro bezahlt." Die erste Aussage ist nationale Marktstatistik. Die zweite wäre eine lokale Liefer-, Bilanzierungs- und Vertragsbehauptung.

Nationale Importzahlen richtig einordnen

Die Bundesnetzagentur meldete für das Strommarktjahr 2025 im kommerziellen Außenhandel Importe von 76,2 TWh und Exporte von 54,3 TWh. Daraus ergab sich ein Nettoimport von 21,9 TWh. In derselben Mitteilung ordnet die Behörde ein, dass Strom in der Regel importiert wird, wenn inländische Produktion teurer wäre, und dass Angebot und Nachfrage im europäischen Verbund zusammenspielen.

Für das Buch ist diese Zahl wichtig, aber nicht als Alarmzahl. Sie zeigt, dass Deutschland in einem europäischen Strommarkt handelt und dass Import und Export ökonomisch, technisch und zeitlich zu lesen sind. Für die Kämmerei ist daraus keine einfache Schlussfolgerung "Import schlecht, Eigenerzeugung gut" abzuleiten.

Eine kommunale Importkostenfrage muss drei Ebenen unterscheiden:

Systemebene: Deutschland als Gebotszone im europäischen Strommarkt, mit Erzeugung, Last, Preisen, kommerziellem Außenhandel und physikalischen Flüssen.
Beschaffungsebene: Liefervertrag der Kommune oder ihres Bündels, gegebenenfalls Tranchenmodell, Festpreis, Spotmarktanteil, dynamischer Tarif, Direktlieferung oder Stadtwerkevertrag.
Objektebene: tatsächlicher Verbrauch an konkreten Marktlokationen, lokale Erzeugung, Eigenverbrauch, Reststrom, Leistungsspitzen und Messkonzept.

Nur wenn diese Ebenen verbunden sind, kann die Kämmerei fragen, ob lokale Erzeugung Importabhängigkeit, Preisrisiko oder Beschaffungskosten mindert. Ohne Verbindung bleibt die Aussage politisch plausibel, aber haushaltsfachlich offen.

Day-Ahead-Preise: starkes Signal, begrenzte Haushaltsaussage

Day-Ahead-Preise sind für Kapitel 3 besonders hilfreich, weil sie die zeitliche Logik des Stromsystems sichtbar machen. SMARD beschreibt, dass im Bereich Marktdaten visualisieren die Day-Ahead-Preise des vortägigen Stromhandels angegeben werden. Obwohl Börsenhandel nur einen Teil des gesamten Handelsvolumens ausmacht, gelten Börsenstrompreise als Indikator für allgemeine Großhandelspreise.

Für den Lauf am 2026-07-12 wurde zusätzlich read-only über Cernion ein Day-Ahead-Zeitreihenfenster für Deutschland abgefragt. Das Ergebnis lieferte 15-Minuten-Werte in EUR/MWh für den Zeitraum 2026-07-12 bis 2026-07-13, mit einem Minimum von -9,25 EUR/MWh, einem Maximum von 160,80 EUR/MWh und einem Durchschnitt von 77,34 EUR/MWh bei 93 gelieferten Datenpunkten. Diese Zahlen werden hier nicht als kommunaler Strompreis verwendet. Sie dienen nur als methodischer Nachweis dafür, dass Preiszeitreihen innerhalb eines Tages stark schwanken können.

Die Konsequenz für die Kämmerei ist klar:

Importkosten und Reststromkosten dürfen nicht aus einem Jahresdurchschnitt abgeleitet werden, wenn Verbrauch und Erzeugung zeitlich stark auseinanderfallen.

Ein Beispiel ohne kommunale Zahlen: Eine PV-Anlage auf einer Schule kann mittags viel Strom erzeugen, während der Strompreis niedrig oder sogar negativ ist. Die gleiche Schule kann morgens, abends, im Winter oder bei Bewölkung Reststrom beziehen, wenn der Preis deutlich höher liegt. Ob die Anlage Haushaltskosten senkt, hängt nicht am Jahresertrag allein, sondern am Anteil des zeitgleichen Eigenverbrauchs, am Reststromvertrag, an Netzentgelten, Messkosten, Betreiberkosten und Investitionskosten.

Day-Ahead-Preise sind deshalb ein Prüfanker, kein Ergebnis. Sie beantworten die Frage: "Wann war Strom am Großhandelsmarkt teuer oder billig?" Sie beantworten nicht allein: "Was kostete die Kommune ihr Reststrom?" Dafür braucht es Liefervertrag, Abrechnungsform, Preisbestandteile, Verbrauchszeitreihe und Messkonzept.

Dynamische Tarife und kommunale Beschaffung

§ 41a EnWG macht deutlich, dass Stromtarife zunehmend zeit- und lastbezogen gedacht werden. Stromlieferanten müssen, soweit technisch machbar und wirtschaftlich zumutbar, Tarife anbieten, die Anreize zu Energieeinsparung oder Steuerung des Energieverbrauchs setzen. Seit dem 1. Januar 2025 gilt die Pflicht zum Angebot dynamischer Tarife für alle Stromlieferanten, wenn Letztverbraucher über ein intelligentes Messsystem verfügen. Die Norm enthält außerdem Informationspflichten zu Kosten, Vorteilen, Nachteilen und Risiken dynamischer Tarife.

Für Kommunen ist daraus keine Pflicht zur dynamischen Beschaffung abzuleiten. Aber es entsteht ein neues Prüffeld. Bei Objekten mit steuerbarer Last, Speicher, Wärmepumpe, Ladeinfrastruktur oder planbarem Betrieb kann ein dynamischer oder teilvariabler Preisbestandteil fachlich interessant sein. Bei kritischen Einrichtungen, unflexiblen Lasten oder schlechter Datenlage kann er Haushaltsrisiken erhöhen.

Die Kämmerei sollte dynamische oder spotmarktnahe Modelle nur prüfen, wenn mindestens folgende Voraussetzungen vorliegen:

intelligentes Messsystem oder belastbare Viertelstundenmessung,
klare Verantwortlichkeit für Steuerung und Betriebsgrenzen,
Verbrauchszeitreihe über einen repräsentativen Zeitraum,
Simulation gegen Festpreis- oder Tranchenmodell,
Abgrenzung von Energiepreis, Netzentgelt, Steuern, Umlagen und Messentgelt,
Regelung für extreme Preisspitzen, negative Preise und Ausfall der Steuerung,
haushaltsrechtliche Einordnung von Mehr- und Minderkosten.

Ohne diese Voraussetzungen ist ein dynamischer Tarif eine Wette mit Datenlücke. Mit ihnen kann er ein Instrument der Beschaffungsstrategie sein. Die Entscheidung gehört nicht in die Klimaschutzrhetorik, sondern in eine Preis-, Risiko- und Steuerungsakte.

Lokale Erzeugung: Eigenverbrauch, Einspeisung und Zuordnung trennen

Lokale Erzeugung wird oft als ein einziger Wert dargestellt: installierte Leistung oder Jahresertrag. Für kommunale Entscheidungen reicht das nicht. Eine Anlage kann Strom erzeugen und vollständig einspeisen. Sie kann teilweise Eigenverbrauch decken. Sie kann einem Dritten gehören. Sie kann über Pacht, Contracting, Direktlieferung, Mieterstrom, gemeinschaftliche Gebäudeversorgung, Energy Sharing oder klassisches Lieferverhältnis eingebunden sein. Jede Variante erzeugt andere Zahlungsströme.

Die Kämmerei sollte lokale Erzeugung deshalb nach fünf Verwendungsarten trennen:

Eigenverbrauch hinter dem Netzanschlusspunkt: Strom mindert den Bezug an demselben Objekt oder derselben zulässigen Kundenanlage, soweit Mess- und Vertragsmodell das tragen.
Einspeisung: Strom wird ins öffentliche Netz eingespeist und vergütet oder vermarktet; die Kommune erhält nur dann Einnahmen, wenn sie Betreiberin oder anspruchsberechtigte Vertragspartnerin ist.
Direktlieferung oder Pacht-/Contractingmodell: Die Anlage liegt auf kommunaler Fläche, aber Strom, Erlöse und Pflichten folgen dem Vertrag.
Gebäudestrommodell: Bei mehreren Letztverbrauchern im selben Gebäude oder in Nebenanlagen kann § 42b EnWG relevant werden; insbesondere viertelstündliche Messung und Gebäudestromnutzungsvertrag sind zu prüfen.
Energy Sharing oder sonstige Bilanzierungsmodelle: Hier gelten zusätzliche Rollen-, Mess-, Abrechnungs- und Lieferantenfragen, die in Kapitel 4 vertieft werden.

Für Kapitel 3 genügt die Grundregel: Eine lokale Anlage senkt kommunale Import- oder Reststromkosten nur in dem Umfang, in dem ihre Erzeugung rechtlich, messseitig und vertraglich dem kommunalen Verbrauch zugeordnet wird. Alles andere ist Systemnutzen, Klimanutzen, Wertschöpfung oder Beteiligungsertrag, aber nicht automatisch Kostenminderung an einer konkreten Haushaltsstelle.

Die Reststromfrage

Der wichtigste Begriff für kommunale Stromprojekte ist nicht Autarkie, sondern Reststrom. Reststrom ist der Strom, der nach lokaler Erzeugung, Eigenverbrauch, Speicher, Lastverschiebung und Vertragszuordnung noch aus dem Netz bezogen werden muss. Er ist oft teurer, risikoreicher und entscheidungsrelevanter als der durchschnittliche Jahresstrom.

Eine gute Reststromanalyse beantwortet:

In welchen Viertelstunden bleibt Netzbezug?
Wie hoch sind die Spitzenlasten in diesen Zeitfenstern?
Welche Preisbestandteile wirken in diesen Zeitfenstern?
Welche lokalen Anlagen erzeugen dann nicht oder nicht genug?
Kann Speicher, Lastmanagement oder Nutzungsverschiebung den Bezug verändern?
Ist der Reststrom über Festpreis, Tranchen, Spotmarkt, dynamischen Tarif oder Grund-/Ersatzversorgung beschafft?
Wer trägt Bilanzierungs-, Prognose- und Abweichungsrisiken?

Für die Kämmerei ist Reststromanalyse besonders wichtig bei Schulen mit PV, Bauhöfen mit Ladeinfrastruktur, Kläranlagen mit Eigenerzeugung, Wärmepumpen in kommunalen Gebäuden, Straßenbeleuchtung und größeren Sport- oder Kulturgebäuden. In allen Fällen kann der Jahreswert täuschen. Ein Objekt kann auf dem Papier viel Eigenstrom haben und trotzdem in teuren Fenstern hohe Netzlast erzeugen.

Lokale Beispiele: nur mit Datenpaket, nicht mit Ortsnamen

Produktionsseitig sind Heidelberg, Mauer und Stuttgart als mögliche Lokalbeispiele im Blick. Sie dürfen jedoch nicht als illustrative Zahlenbeispiele verwendet werden, solange kein reproduzierbares Datenpaket vorliegt. Ein Ortsname ist kein Nachweis. Ein Presseartikel ist keine Lastgangdatei. Eine veröffentlichte PV-Leistung ist keine kommunale Eigenverbrauchsquote.

Für jedes lokale Beispiel braucht es mindestens:

definierte Gebietskulisse oder Liegenschaft,
Datenstand und Zeitraum,
MaStR-Filter mit Exportdatum,
Zuordnung der Anlagen zu Betreiber, Standort und Rolle,
lokale Verbrauchsdaten oder Lastgänge,
Messpunkt-/Zählerbezug,
Liefer- oder Reststromvertrag,
Haushaltsstelle oder Kostenstelle,
Gegenprüfung durch Kommune, Netzbetreiber, Messstellenbetreiber oder Betreiberunterlage,
klare Kennzeichnung, welche Werte öffentlich, intern, geschätzt oder gesperrt sind.

Erst wenn dieses Paket vorhanden ist, kann ein Lokalbeispiel in das Kapitel aufgenommen werden. Bis dahin sollte das Kapitel mit Prüfrouten arbeiten, nicht mit scheinbar lokalen Ergebniszahlen. Das ist weniger spektakulär, aber für ein Nachschlagewerk glaubwürdiger.

Rechenweg ohne Scheingenauigkeit

Ein kämmereitauglicher Rechenweg beginnt nicht mit einer Formel, sondern mit einem Abbruchpunkt. Die wichtigste Frage lautet: An welcher Stelle reichen die Daten nicht mehr aus, um weiterzurechnen?

Ein belastbarer Prüfpfad kann so aussehen:

Verbrauch bestimmen: Jahresverbrauch je Marktlokation und, wenn möglich, Viertelstundenwerte für den Prüfzeitraum.
Erzeugung bestimmen: MaStR-Anlagen identifizieren, Betreiberrolle klären, tatsächliche Erzeugungszeitreihe oder Einspeise-/Eigenverbrauchswerte beschaffen.
Zeitfenster bilden: Verbrauch und Erzeugung auf gleiche Intervalle bringen; mindestens Viertelstunden bei Gebäudestrom, steuerbaren Verbrauchseinrichtungen und spotmarktnaher Betrachtung.
Zuordnung prüfen: Eigenverbrauch, Einspeisung, Direktlieferung, Reststrom, Speicherwirkung und Drittnutzung trennen.
Preisbestandteile ergänzen: Liefervertrag, Netzentgelt, Leistungspreis, Messentgelt, Steuern, Umlagen, Abgaben, Vergütung, Betreiberkosten und Wartung erfassen.
Haushaltswirkung ableiten: Ergebnishaushalt, Finanzhaushalt, Investitionsnummer, Kostenstelle, Fördermittel, Vertragslaufzeit und Folgekosten zuordnen.
Sperren markieren: fehlende Lastgänge, unklare Betreiberrolle, ungeprüfter MaStR-Fund, fehlender Vertrag oder ungeklärtes Messkonzept als Abbruchpunkt kennzeichnen.

Eine einfache Formel für die erste Arbeitsebene lautet:

Reststrom je Intervall = Verbrauch je Intervall - zuordenbare lokale Erzeugung je Intervall - zuordenbare Speicherentladung je Intervall + Speicherladung je Intervall

Diese Formel ist nur so gut wie ihre Zuordnung. Sie darf nicht mit Jahreswerten gefüllt werden, wenn die Entscheidung vom Zeitfenster abhängt. Sie darf auch nicht mit installierter Leistung gefüllt werden. Installierte Leistung ist keine Erzeugung, und Erzeugung ist noch kein kommunaler Eigenverbrauch.

Beschaffungsrisiko und lokale Wertbindung

Kapitel 2 behandelt Konzessionsabgaben und lokale Wertbindung. Kapitel 3 ergänzt die Stromseite: Lokale Erzeugung kann Wertbindung stärken, aber sie ersetzt nicht automatisch Strombeschaffung. Eine Kommune kann auf eigenen Dächern Strom erzeugen und trotzdem für viele Verbrauchsstellen vollständig marktpreisabhängig bleiben. Umgekehrt kann ein Stadtwerk oder ein regionaler Lieferant lokale Projekte bündeln, ohne dass jede Kilowattstunde physisch im Ort bleibt.

Für die Kämmerei sind vier Wirkungen zu unterscheiden:

Kostenwirkung: Änderung der tatsächlich bezahlten Stromkosten an definierten Lieferstellen.
Risikowirkung: geringere Abhängigkeit von Preisfenstern, Lieferantenwechseln oder fossilen Preissignalen.
Wertbindungswirkung: Einnahmen, Pacht, Betrieb, Wartung, Beteiligung oder lokale Dienstleistung verbleiben in der Region.
Systemwirkung: lokale Anlagen leisten Beitrag zu erneuerbarer Erzeugung, Netz- oder Flexibilitätszielen, ohne dass diese Wirkung unmittelbar als Haushaltsersparnis erscheint.

Diese Trennung verhindert überzogene Beschlussvorlagen. Ein Projekt kann haushaltsfachlich sinnvoll sein, obwohl es keine vollständige Autarkie schafft. Es kann klimapolitisch sinnvoll sein, obwohl es kurzfristig keine Einsparung erzeugt. Es kann wirtschaftlich attraktiv wirken, aber wegen Betreiber-, Vergabe- oder Messrisiken noch nicht beschlussreif sein.

Datenanforderung an Verwaltung und Dienstleister

Damit Kapitel 3 nicht Theorie bleibt, braucht die Kommune ein wiederholbares Datenanforderungspaket. Es sollte nicht als einmalige Excel-Abfrage gedacht werden, sondern als Standardanforderung an Gebäudemanagement, Kämmerei, Lieferanten, Netzbetreiber, Messstellenbetreiber, Stadtwerk, Eigenbetriebe und externe Berater.

Mindestens anzufordern sind:

Liste aller Stromlieferstellen mit Marktlokation, Messlokation, Zählernummer, Adresse, Kostenstelle, Lieferant, Vertragslaufzeit und Jahresverbrauch.
Viertelstundenlastgänge für große Verbraucher, Eigenerzeugungsstandorte, steuerbare Verbrauchseinrichtungen und geplante Projektstandorte.
Rechnungen und Preisblätter einschließlich Arbeitspreis, Leistungspreis, Netzentgelt, Messentgelt, Steuern, Umlagen und sonstiger Bestandteile.
MaStR-Export oder Anlagenliste für kommunale und potenziell kommunal relevante Anlagen.
Betreiber-, Eigentums- und Vertragsunterlagen zu PV, KWK, Speichern, Ladepunkten und sonstigen Erzeugungsanlagen.
Einspeise-, Eigenverbrauchs- und Reststromabrechnungen.
Netzanschlussverträge, Netzbetreiberantworten, Messkonzepte und MSB-Unterlagen.
Haushaltsstellen, Investitionsnummern, Bewirtschaftungstitel, Fördermittelbescheide und interne Leistungsverrechnungen.

Die Kämmerei sollte zu jeder Datei vier Metadaten verlangen: Quelle, Zeitraum, Erstellungsdatum und Verantwortlicher. Ohne diese Metadaten wird die spätere Prüfung mühsam. Noch wichtiger: Jede Datei sollte als öffentlich, intern, vertraulich oder gesperrt markiert werden. Das Buchprojekt selbst bleibt nicht öffentlich; trotzdem muss der Arbeitsstand schon jetzt sauber zwischen zitierfähigen Quellen und internen Prüfdaten unterscheiden.

Beschlussreife-Gate für Kapitel 3

Ein Stromprojekt oder eine Importkostenanalyse ist beschlussreif, wenn die folgenden Fragen mit Nachweisen beantwortet sind:

Welche Lieferstellen, Marktlokationen und Kostenstellen sind betroffen?
Für welchen Zeitraum liegen Verbrauchs- und Lastdaten vor?
Welche lokalen Erzeugungsanlagen sind relevant, und wer betreibt sie?
Liegen MaStR-Nummern, Inbetriebnahmedaten, Leistungen und Zählerkonzepte vor?
Gibt es tatsächliche Erzeugungs-, Einspeise- oder Eigenverbrauchsdaten?
Wie werden Verbrauch und Erzeugung zeitlich zusammengeführt?
Welcher Reststrom bleibt je relevantem Zeitfenster?
Welcher Liefervertrag und welche Preisbestandteile gelten für diesen Reststrom?
Welche Investitions-, Betriebs-, Wartungs-, Mess- und Steuerungskosten entstehen?
Welche Haushaltsstellen, Vertragslaufzeiten und Zuständigkeiten sind betroffen?
Welche Rechts-, Vergabe-, Steuer-, Beteiligungs- oder Beihilfefragen sind offen?
Welche Werte sind belegt, welche geschätzt und welche gesperrt?

Wenn eine dieser Fragen nicht beantwortet ist, muss die Vorlage nicht scheitern. Aber sie muss die Lücke offen ausweisen und den Beschluss passend begrenzen. Dann lautet die Entscheidung nicht "Umsetzung der lokalen Stromautarkie", sondern zum Beispiel "Beauftragung eines prüffähigen Stromlagebilds mit Lastgang-, Anlagen- und Vertragsabgleich" oder "Freigabe der Planung für PV-Eigenverbrauch am Standort X vorbehaltlich Messkonzept, Betreiberrolle und Reststromvertrag".

Zusammenfassung für Kämmerer

Kapitel 3 liefert die methodische Grundlage für alle späteren Stromentscheidungen. Die wichtigsten Regeln sind:

Jahresverbrauch ist ein Einstieg, aber keine Lastanalyse.
MaStR zeigt Stammdaten und Anlagenhinweise, nicht automatisch kommunale Erzeugung oder Eigenverbrauch.
SMARD zeigt nationale und marktbezogene Stromdaten, nicht die kommunale Rechnung.
Import- und Reststromkosten entstehen in Zeitfenstern, Verträgen und Messpunkten, nicht im politischen Jahresmittel.
Lokale Erzeugung muss nach Betreiberrolle, Eigenverbrauch, Einspeisung, Vertragsmodell und Haushaltswirkung getrennt werden.
Day-Ahead-Preise sind Marktsignale; sie werden erst über Vertrag und Lastgang zur kommunalen Kostenfrage.
Lokale Beispiele dürfen erst mit reproduzierbarem Datenpaket aufgenommen werden.

Für die Kämmerei bedeutet das: Nicht jede Stromzahl gehört sofort in eine Beschlussvorlage. Aber jede Stromzahl braucht einen Platz in der Stromakte. Aus dieser Akte entsteht die Fähigkeit, lokale Erzeugung realistisch zu bewerten, Reststromrisiken sichtbar zu machen und Haushaltsentscheidungen gegen Scheinpräzision zu schützen.

Quellen- und Prüfnotizen

EnWG § 111d: nationale Informationsplattform der Bundesnetzagentur für Strommarktdaten, freie Zugänglichkeit und Speicherbarkeit der Daten.
EnWG § 41a: lastvariable, tageszeitabhängige und dynamische Stromtarife; seit 1. Januar 2025 Angebotspflicht dynamischer Tarife für alle Stromlieferanten bei Letztverbrauchern mit intelligentem Messsystem.
EnWG § 42b: gemeinschaftliche Gebäudeversorgung als Prüfanker für Gebäudestrom, insbesondere viertelstündliche Messung und Zuordnung.
EnWG § 14a: steuerbare Verbrauchseinrichtungen als Querbezug für neue elektrische Lasten; Detailprüfung in Kapitel 10.
MaStRV § 5: Registrierungspflicht für Einheiten sowie EEG- und KWK-Anlagen im Marktstammdatenregister, grundsätzlich innerhalb eines Monats nach Inbetriebnahme.
MaStRV § 13: Netzbetreiberprüfung gespeicherter Daten nach Aufforderung durch die Bundesnetzagentur.
Bundesnetzagentur / Marktstammdatenregister: öffentliche Filter-, Download- und Webdienstmöglichkeiten, Datenlizenz Deutschland - Namensnennung - Version 2.0, MaStR als Stammdatenregister.
Bundesnetzagentur / SMARD: Datennutzung nach § 111d EnWG, CC BY 4.0 für Marktdaten, ENTSO-E als wesentliche Datenquelle, Datenqualitätshinweis.
Bundesnetzagentur / SMARD 2025: kommerzieller Außenhandel 2025 mit 76,2 TWh Importen, 54,3 TWh Exporten und 21,9 TWh Nettoimport.
Cernion Energy Tools, read-only, 2026-07-12: Evidence Router empfahl Marktsignal-Endpunkte; /api/entsoe/day-ahead-prices lieferte für Deutschland 15-Minuten-Day-Ahead-Werte mit Minimum -9,25 EUR/MWh, Maximum 160,80 EUR/MWh und Durchschnitt 77,34 EUR/MWh. Nutzung nur als methodisches Marktsignal, nicht als kommunaler Haushaltswert.