Kapitel 3: Stromverbrauch, lokale Erzeugung und Importkosten

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Einordnung: Vollständige Kapitel-Erstfassungredaktionelle Neufassung für die redaktionellefachliche Gegenprüfung. Kein Rechtsgutachten, keine Wirtschaftlichkeitsrechnung und keine kommunale Entscheidungsvorlage.
Stand der Quellenprüfung: 2026-07-1214
BookStack Page ID: 315
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 istLeitgedanke für die Kämmerei

Strom ist in der kommunalen Haushaltssteuerung kein einheitlichereinfacher Kostenblock. Er ist zugleichBetriebsaufwand, Betriebsaufwand,Beschaffungsrisiko, Infrastrukturfrage, Beschaffungsrisiko,Messstellenfrage, Eigenverbrauchschance,Anlagen- Netzanschlussgrenze,und DatenproblemBetreiberfrage, Vertragsfrage und politischer Indikator.Indikator zugleich. Genau deshalb führen einfache Stromzahlen schnell in die Irre. Eine Jahresrechnung zeigt nur,zeigt, was bezahlt wurde. Sie zeigt nicht, wann der Strom verbraucht wurde, anwelche welchemLeistungsspitzen entstanden, welcher Zählpunkt derbetroffen Verbrauch entstand,war, ob zeitgleich lokale Erzeugung vorhanden war, ob diese Erzeugung der Kommune rechtlich zugeordnet werden durfte und welcher Preisbestandteil am Ende im Haushalt wirkte.

Die Grundregel dieses Kapitels lautet:

Eine kommunale Stromaussage ist erst dann haushaltsfest, wenn Verbrauch, Last, Messpunkt, Erzeugung, Zeitfenster, Vertrag, Betreiberrolle und Haushaltsstelle gemeinsam geprüft sind.

Damit verschiebt sich der Blick. Die entscheidende Frage ist nicht, ob im Gemeindegebiet rechnerisch genug erneuerbarer Strom erzeugt wird. Die entscheidende Frage lautet: Welche konkrete kommunale Marktlokation bezog in welchem Zeitfenster welchen Reststrom, welche Leistungsspitzelokale denErzeugung Preiswar prägte,dort rechtlich und messseitig zuordenbar, welcher Vertrag galt und welche RolleHaushaltsposition diewurde Kommunedadurch 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.verändert?

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 Jahrtrennt, erzeugt wurde.Scheinpräzision. EntscheidendTypische 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. BörsenpreiseBeispiele 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-AnlageGemeinde deckt 4050 Prozent desihres Verbrauchs"Strombedarfs selbst", "der lokale PV-Ausbau senkt die Importkosten um X Euro" oder "Importstromder kostetDay-Ahead-Preis dieist Kommuneder Xkommunale Euro"Strompreis". Solche Aussagen können politisch verständlich wirken, sind nuraber dannohne belastbar,Messpunkt-, wennZeit- derund Zeitbezug,Vertragsbezug nicht beschlussreif.

Die Stromakte als Arbeitsinstrument

Für eine Kämmerei sollte das kommunale Stromlagebild als Stromakte geführt werden. Diese Akte ist kein Energiebericht mit schönen Jahresgrafiken, sondern ein Nachweissystem. Sie muss jede relevante Zahl einer Quelle, einem Zeitraum, einer Rolle und einer Haushaltswirkung zuordnen.

Die Stromakte besteht aus acht Ebenen:

dieund

Ebene	Leitfrage	Mindestnachweis
Objekt	Welche Liegenschaft, Anlage oder Organisationseinheit ist betroffen?	Objekt-ID, Adresse, Nutzung, Kostenstelle
Messpunkt	Wo wird energiewirtschaftlich gemessen und abgerechnet?	Marktlokation, Messlokation, Zählernummer, Messstellenbetreiber
Verbrauch	Welche Energiemenge wurde bezogen?	Jahres-, Monats- und möglichst Viertelstundenwerte
Last	Wann entstehen Leistungsspitzen?	Lastgang, Spitzenlast, Nutzungsprofil, Sonderereignisse
Erzeugung	Welche lokale Anlage ist relevant?	MaStR-Nummer, Anlagenakte, Betreiber, Leistung, Inbetriebnahme
Zuordnung	Darf Erzeugung dem kommunalen Verbrauch zugerechnet werden?	Messkonzept, Eigenverbrauchs-, Liefer-, Pacht-, Contracting- oder Sharing-Vertrag
Preis	Welche Preisbestandteile wirken?	Liefervertrag, Netzentgelt, Leistungspreis, Messentgelt, Steuern, Umlagen, Abgaben, Vergütung
Haushalt	Wo landet die Messpunkte,Wirkung?	Haushaltsstelle, RolleInvestitionsnummer, derErgebnis-/Finanzhaushalt, KommuneVertragslaufzeit

Diese dieStruktur Vertragswirkungschützt offengelegtvor sind.

einer

Verbrauchverbreiteten Verwechslung: Strom im Gemeindegebiet ist nicht gleichautomatisch Strom der Gemeinde. Eine Photovoltaikanlage auf einem kommunalen Dach kann einem Dritten gehören. Eine Anlage eines Eigenbetriebs kann nicht ohne Weiteres der Kernverwaltung zugerechnet werden. Eine Einspeisung ins Netz kann einen Systemnutzen haben, aber keine unmittelbare Senkung einer kommunalen Lieferrechnung auslösen. Eine Strompreiszeitreihe kann Marktrisiko sichtbar machen, aber nicht ohne Vertrag und Lastgang zur Haushaltszahl werden.

Verbrauch, Last und Reststrom

Der Unterschied zwischen Verbrauch und Last ist für kommunale Entscheidungen zentral. Verbrauch beschreibt dieeine Energiemenge über einen Zeitraum, meist in Kilowattstunden.Zeitraum. Last beschreibt die Leistung zu einem Zeitpunkt oder in einem Zeitintervall, meist in Kilowatt oder Megawatt.Intervall. Eine Liegenschaft mit moderatem Jahresverbrauch kann hohe Lastspitzen haben. Eine Anlage mit hohem Jahresverbrauch kann gut steuerbar sein. Für Stromkosten,Beschaffung, Netzanschluss, EigenverbrauchEigenverbrauch, Speicher, § 14a EnWG und Flexibilitätdynamische istTarife entscheidet deshalb nicht nur die Menge, sondern der Verlauf entscheidend.Verlauf.

Typische kommunale LastprofileProfile unterscheiden sich deutlich:stark:

• Verwaltungsgebäude Verwaltungsgebäude:sind meist werktags tagsüber geprägt, oft mit IT, Beleuchtung, Lüftung, Kantine, Aufzug und saisonaler Kühlung.gt.
• Schulen und Kitas:Kitas starkfolgen nutzungs-Unterrichts-, Ferien- und ferienabhängig, mit Morgenanstieg, Tagesbetrieb, Küchen, Sporthallen und teilweise Abendnutzung.chenzeiten.
• Sporthallen, SporthallenKulturhäuser und Bäder:der abend-erzeugen Abend-, Wochenend- und wochenendstark, oft mit Lüftung, Warmwasser, Pumpen, Beleuchtung und besonderer Spitzenlast.ftungslasten.
• Bauhöfe Bauhöfe: morgens und nachmittags geprägt, künftig zunehmendwerden durch Werkstatt, Maschinen, Ladeinfrastruktur und Werkstattlasten.saisonale Einsätze geprägt.
• Kläranlagen, KläranlagenWasserwerke und Wasserwerke:Pumpwerke kontinuierlicherhaben prozessnahe Dauer- und prozessabhängigerSpitzenlasten.
Verbrauch,
• Straßenbeleuchtung oftfolgt besondersNacht-, relevant für Eigenstrom, SpeicherJahreszeiten- und Lastmanagement.
• Straßenbeleuchtung: stark nacht- und jahreszeitenabhängig, meist separater Mess- und Vertragslogik folgend.Schaltprofilen.

Für die Kämmerei ist die Lastfrage deshalb kein technisches Detail. Sie entscheidet, obdaraus eine PV-Anlageharte tagsübermethodische wirklichKonsequenz 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.

Einabzuleiten: Jahresverbrauch ohne Lastgang istreicht 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,Priorisierung, aber nicht Erzeugung beweisen

Das Marktstammdatenregister ist der zentrale Einstieg für lokaleInvestitions-, 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 spezielleBeschaffungs- oder umfangreicheEigenverbrauchsentscheidungen. 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:

1. Registerfund: Welche Stromerzeugungsanlagen, Speicher und relevanten Marktakteure sind im Gebiet oder an kommunalen Adressen auffindbar?
2. Objektabgleich: Welche Registereinträge gehören zu kommunalem Eigentum, kommunaler Nutzung, Beteiligungen, Eigenbetrieben, Stadtwerken oder Dritten?
3. Betreiberabgleich: Wer ist Betreiber im energiewirtschaftlichen Sinn, wer ist Eigentümer, wer trägt Kosten und wer darf Erträge vereinnahmen?
4. 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:

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

Nurspotmarktnahe wennTarife diesegeprüft Ebenenwerden, verbunden sind, kannbraucht die KämmereiVerwaltung fragen, ob lokale Erzeugung Importabhängigkeit, PreisrisikoViertelstundenwerte oder Beschaffungskosten mindert. Ohne Verbindung bleibtmuss 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 IndikatorSchätzung für allgemeine Großhandelspreise.kennzeichnen.

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:

1. Eigenverbrauch hinter dem Netzanschlusspunkt: Strom mindert den Bezug an demselben Objekt oder derselben zulässigen Kundenanlage, soweit Mess- und Vertragsmodell das tragen.
2. Einspeisung: Strom wird ins öffentliche Netz eingespeist und vergütet oder vermarktet; die Kommune erhält nur dann Einnahmen, wenn sie Betreiberin oder anspruchsberechtigte Vertragspartnerin ist.
3. Direktlieferung oder Pacht-/Contractingmodell: Die Anlage liegt auf kommunaler Fläche, aber Strom, Erlöse und Pflichten folgen dem Vertrag.
4. Gebäudestrommodell: Bei mehreren Letztverbrauchern im selben Gebäude oder in Nebenanlagen kann § 42b EnWG relevant werden; insbesondere viertelstündliche Messung und Gebäudestromnutzungsvertrag sind zu prüfen.
5. 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 fürist kommunale Stromprojekte istdeshalb nicht Autarkie, sondern Reststrom. Reststrom ist der Strom, der nach lokaler Erzeugung, Eigenverbrauch,zulässiger Speicher,Eigenverbrauchszuordnung, Speicherentladung, Lastverschiebung und sonstiger Vertragszuordnung nochweiterhin aus dem Netz bezogen werden muss.wird. Er istentscheidet oftüber teurer,Kosten, risikoreicherPreisrisiko, Leistungsspitzen und entscheidungsrelevanter als der durchschnittliche Jahresstrom.Beschaffungsstrategie.

Eine guteReststromrechnung 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,darf nicht mit Ortsnamen

Jahreswerten

Produktionsseitig sind Heidelberg, Mauer und Stuttgart als mögliche Lokalbeispiele im Blick. Sie dürfen jedoch nicht als illustrative Zahlenbeispiele verwendetgefüllt 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 DatenEntscheidung nichtvom mehr aus, um weiterzurechnen?

Ein belastbarer Prüfpfad kann so aussehen:

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

EineDer einfache Formel für die erste ArbeitsebenePrüfansatz lautet:

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

Diese Formel ist nur soeine gut wie ihre Zuordnung.Arbeitsformel. Sie darfwird nichterst mit Jahreswerten gefüllt werden,belastbar, wenn diealle Entscheidungvier vomMengen Zeitfensterdemselben abhängt.Intervall, Siederselben darfMesslogik auchund nichtderselben mitBetreiber- installierterund LeistungVertragszuordnung gefüllt werden.folgen. Installierte Leistung ist keine Erzeugung, undErzeugung. Erzeugung ist noch kein kommunalerEigenverbrauch. Eigenverbrauch.Eigenverbrauch ist noch keine Haushaltsersparnis, solange Preisbestandteile, Investition, Betreiberkosten und Vertragsrisiken nicht eingeordnet sind.

BeschaffungsrisikoMarktstammdatenregister: Anlagenhinweis, nicht Erzeugungsbeweis

Das Marktstammdatenregister ist der wichtigste öffentliche Einstieg in lokale Anlagenrecherche. Die Bundesnetzagentur beschreibt das Register als zentrales Verzeichnis energiewirtschaftlicher Stammdaten; fast alle Daten sind öffentlich zugänglich, können gefiltert, ausgewertet und lokaleheruntergeladen Wertbindungwerden.

KapitelDer 2Gesamtdatenauszug behandeltwird Konzessionsabgabenim XML-Format bereitgestellt und lokalenach Wertbindung.Angaben Kapiteldes 3Registers ergänztregelmäßig morgens aktualisiert.

Rechtlich ist vor allem die Stromseite:Marktstammdatenregisterverordnung Lokalerelevant. Erzeugung§ 5 MaStRV verpflichtet Betreiber, ihre Einheiten sowie EEG- und KWK-Anlagen im Marktstammdatenregister zu registrieren. Für Einheiten und EEG-Anlagen gilt grundsätzlich eine Frist von einem Monat nach Inbetriebnahme. § 13 MaStRV regelt die Überprüfung gespeicherter Daten durch Netzbetreiber nach Aufforderung durch die Bundesnetzagentur; Netzbetreiber teilen das Prüfergebnis der Bundesnetzagentur mit, und die erfolgte Prüfung kann Wertbindungim stärken,Register abergekennzeichnet siewerden.

Für kommunale Stromakten bedeutet das:

• Das MaStR ist ein starker Stammdatenanker.
• Es ist kein vollständiges kommunales Anlageninventar.
• Es beweist keine Viertelstunden-Erzeugung.
• Es beweist keine kommunale Eigentümer- oder Betreiberrolle.
• Es ersetzt nichtkeine automatischEinspeise-, Strombeschaffung.Eigenverbrauchs- oder Abrechnungsdaten.

Die Kämmerei sollte MaStR-Daten in vier Stufen verwenden:

1. Registerfund: Welche Erzeugungsanlagen, Speicher und energiewirtschaftlichen Akteure sind im Gemeindegebiet oder an kommunalen Adressen auffindbar?
2. Objektabgleich: Welche Einträge gehören zu kommunalem Eigentum, kommunaler Nutzung, Eigenbetrieben, Beteiligungen, Stadtwerken oder Dritten?
3. Betreiberabgleich: Wer ist energiewirtschaftlicher Betreiber, wer ist Eigentümer, wer trägt Kosten und wer darf Erlöse vereinnahmen?
4. Erzeugungsabgleich: Welche Zeitreihen, Zählerstände, Einspeiseabrechnungen oder Eigenverbrauchsdaten belegen die tatsächliche Strommenge?

Erst die vierte Stufe erlaubt eine Erzeugungsaussage. Vorher ist der Registereintrag eine qualifizierte Hypothese. Das ist für Beschlussvorlagen entscheidend: Eine Kommune kanndarf aufaus eigeneneinem DächernMaStR-Fund Stromkeine erzeugenEinsparung berechnen, solange nicht klar ist, ob die Anlage überhaupt der Kommune, ihrer Liegenschaft, ihrem Verbrauch und trotzdemihrer Haushaltsstelle zugeordnet werden kann.

SMARD: Marktdaten, keine kommunale Rechnung

SMARD ist die Informationsplattform der Bundesnetzagentur für vieleStrom- Verbrauchsstellenund vollständigGasmarktdaten. marktpreisabhängigDie bleiben.gesetzliche UmgekehrtGrundlage kannliegt einin Stadtwerk§ oder111d einEnWG. regionalerDanach Lieferantbetreibt lokaledie ProjekteBundesnetzagentur bündeln,eine ohneelektronische dassPlattform, jedeum Kilowattstundeder physischÖffentlichkeit imaktuelle OrtInformationen bleibt.insbesondere zu Erzeugung, Last, Importen, Exporten, Netz- und Anlagenverfügbarkeit sowie grenzüberschreitenden Kapazitäten bereitzustellen. Die Plattform arbeitet für die Gebotszone Deutschland in aggregierter Form; Daten müssen frei zugänglich sein und gespeichert werden können.

Für die Kämmerei sindfolgt vierdaraus Wirkungeneine wichtige Quellenregel: SMARD ist ein belastbarer Anker für nationale und marktbezogene Stromdaten, aber keine lokale Rechnung. SMARD beantwortet Fragen zur Gebotszone, zu unterscheiden:Marktpreisen, Erzeugung, Last und Außenhandel. SMARD beantwortet nicht, was eine konkrete Schule, Kläranlage oder Straßenbeleuchtung bezahlt hat.

• Besonders Kostenwirkung:wichtig Änderungist die Unterscheidung zwischen kommerziellem Außenhandel und physikalischem Stromfluss. Handelsdaten zeigen geplante Marktpositionen. Physikalische Flüsse folgen Netzgesetzen. Strom lässt sich aus diesen öffentlichen Marktdaten nicht so auf ein Rathaus zurückverfolgen, dass daraus eine lokale Herkunfts- oder Importkostenbehauptung entstünde. Wer schreibt, eine Kommune habe Strom aus einem bestimmten Nachbarland "importiert", braucht dafür einen anderen Nachweis als SMARD-Außenhandelsdaten.

  Strommarkt 2025 als Systemkontext

  Die Bundesnetzagentur veröffentlichte am 5. Januar 2026 Strommarktdaten für das Jahr 2025. Danach betrug die realisierte Stromerzeugung 437,6 TWh; 257,5 TWh entfielen auf erneuerbare Energieträger, entsprechend 58,8 Prozent. Photovoltaikanlagen speisten 74,1 TWh ins Netz der tatsächlichallgemeinen bezahltenVersorgung Stromkostenein. anDie definiertenBehörde Lieferstellen.

weist
• ausdrücklich Risikowirkung:darauf geringerehin, Abhängigkeitdass vonbei Preisfenstern,privaten Lieferantenwechseln oder fossilen Preissignalen.
• Wertbindungswirkung: Einnahmen, Pacht, Betrieb, Wartung, Beteiligung oder lokale Dienstleistung verbleibenPhotovoltaikanlagen in der Region.SMARD-Erzeugung nur eingespeiste Strommengen erfasst werden; direkt im Haushalt verbrauchter PV-Eigenverbrauch ist dort nicht enthalten.

  Für Großhandelsstrompreise meldete die Bundesnetzagentur einen durchschnittlichen Day-Ahead-Preis von 89,32 EUR/MWh im Jahr 2025. Negative Großhandelspreise traten in 573 von 8.760 Stunden auf. Preise über 300 EUR/MWh traten in 40 Stunden auf. Im kommerziellen Außenhandel importierte Deutschland 76,2 TWh und exportierte 54,3 TWh; der Nettoimport sank gegenüber 2024 auf 21,9 TWh.

  Diese Zahlen gehören in Kapitel 3, aber nur als Systemkontext. Sie erlauben Aussagen wie:

  • Deutschland war 2025 im kommerziellen Außenhandel Nettoimporteur.
  • Der Systemwirkung:Day-Ahead-Markt lokalezeigte Anlagenim leistenJahresverlauf Beitragerhebliche zuPreisunterschiede.
  erneuerbarer
  • PV-Eigenverbrauch Erzeugung,ist Netz-in oderbestimmten Flexibilitätszielen,SMARD-Erzeugungswerten ohnenicht dassvollständig diese Wirkung unmittelbar als Haushaltsersparnis erscheint.abgebildet.

  Sie erlauben ohne lokale Zusatzdaten nicht:

  • eine kommunale Importkostenrechnung,
  • eine Herkunftsaussage für den Strom einzelner Liegenschaften,
  • eine automatische Einsparrechnung durch lokale PV,
  • eine Aussage über Haushaltsentlastung ohne Liefervertrag und Lastgang.

  Gerade die SMARD-Fußnote zum PV-Eigenverbrauch ist für Kämmerer wichtig. Wenn nationale Erzeugungsdaten eingespeiste Mengen erfassen, aber Eigenverbrauch teilweise nicht, darf eine Kommune nicht unbesehen nationale PV-Werte mit lokalen Eigenverbrauchsannahmen vermischen.

  Day-Ahead-Preise als Zeitfenster-Signal

  Day-Ahead-Preise machen sichtbar, dass Strom kein Jahresmittelprodukt ist. Die Bundesnetzagentur ordnet Day-Ahead-Großhandelspreise als wichtigen Referenzwert für den Strommarkt ein. SMARD erläutert, dass Börsenstrompreise trotz begrenztem Börsenhandelsanteil als Indikator für allgemeine Großhandelspreise gelten.

  Für diesen Lauf wurde zusätzlich read-only über Cernion der DE-LU-Day-Ahead-Zeitreihenbereich vom 14. bis 15. Juli 2026 abgefragt. Der Endpunkt /api/entsoe/day-ahead-prices lieferte 96 Viertelstundenwerte in EUR/MWh mit folgenden Kennwerten:

  Kennwert	Wert
  Minimum	45,30 EUR/MWh
  Maximum	194,12 EUR/MWh
  Durchschnitt	125,95 EUR/MWh
  Median	133,55 EUR/MWh
  Auflösung	15 Minuten
  Region	DE-LU

  Diese TrennungWerte werden nicht als kommunaler Strompreis verwendet. Sie belegen nur die methodische Notwendigkeit einer Zeitfensteranalyse. Am selben Tag lagen niedrige Preisfenster um die Mittagszeit und hohe Preisfenster am Abend. Eine kommunale PV-Anlage, ein Speicher, ein Ladepark oder eine Wärmepumpe wirkt haushaltsseitig deshalb nicht nach Jahresertrag, sondern nach zeitlicher Überdeckung, Vertrag und Preisbestandteil.

  Für Beschlussvorlagen sollte daraus eine klare Sperrregel folgen:

  Day-Ahead-Preise dürfen als Marktsignal verwendet werden. Sie werden erst durch Liefervertrag, Lastgang, Preisbestandteile und Messkonzept zur kommunalen Kosteninformation.

  Dynamische Tarife und kommunale Beschaffung

  § 41a EnWG verankert lastvariable, tageszeitabhängige oder dynamische Stromtarife. Stromlieferanten müssen, soweit technisch machbar und wirtschaftlich zumutbar, Tarife anbieten, die Anreize zur Energieeinsparung oder Steuerung des Verbrauchs setzen. Seit dem 1. Januar 2025 gilt die Pflicht, Stromlieferverträge mit dynamischen Tarifen anzubieten, für alle Stromlieferanten, wenn Letztverbraucher über ein intelligentes Messsystem verfügen. Die Norm enthält zudem Informationspflichten zu Kosten, Vorteilen, Nachteilen und Risiken.

  Für Kommunen ist daraus keine Pflicht zur dynamischen Beschaffung abzuleiten. Es entsteht aber ein Prüfauftrag. Dynamische oder spotmarktnahe Modelle können bei steuerbaren Lasten, Speichern, Ladeinfrastruktur, Wärmepumpen oder planbaren Betriebsprozessen sinnvoll sein. Sie können aber auch Haushaltsrisiken erhöhen, wenn Betrieb und Steuerung nicht klar geregelt sind.

  Eine Kommune sollte dynamische Beschaffung nur prüfen, wenn mindestens sieben Voraussetzungen erfüllt sind:

  1. intelligentes Messsystem oder belastbare Viertelstundenmessung,
  2. repräsentative Verbrauchszeitreihe,
  3. geklärte Betriebsgrenzen und Verantwortlichkeit für Steuerung,
  4. Simulation gegen Festpreis-, Tranchen- oder Bestandsvertrag,
  5. getrennte Darstellung von Energiepreis, Netzentgelt, Messentgelt, Steuern, Umlagen und Abgaben,
  6. Risikoregel für extreme Preise, negative Preise, Prognosefehler und Steuerungsausfall,
  7. haushaltsrechtliche Einordnung von Mehr- und Minderkosten.

  Ohne diese Voraussetzungen ist ein dynamischer Tarif keine Innovation, sondern eine offene Wette. Mit ihnen kann er ein Baustein der Beschaffungsstrategie sein. Der Kämmerer sollte deshalb nicht fragen, ob dynamische Tarife modern sind. Er sollte fragen, welche Verbrauchsstellen tatsächlich steuerbar sind, wer die Steuerung verantwortet und wie Preisrisiken begrenzt werden.

  Lokale Erzeugung richtig zuordnen

  Lokale Erzeugung kann haushaltswirksam sein, muss es aber nicht. Eine Anlage kann vollständig einspeisen, teilweise Eigenverbrauch decken, einem Dritten gehören, über Pacht betrieben werden, Teil eines Contractingmodells sein oder in ein Gebäudestrom-, Mieterstrom-, Direktlieferungs- oder Energy-Sharing-Modell eingebunden sein. Jede Variante verändert andere Zahlungsströme und Pflichten.

  Für Kapitel 3 genügt eine strenge Grundgliederung:

  Verwendungsart	Haushaltsfrage
  Eigenverbrauch hinter dem Netzanschlusspunkt	Mindert die Anlage tatsächlich den Bezug an einer kommunalen Lieferstelle?
  Einspeisung	Wer erhält Vergütung oder Vermarktungserlös?
  Pacht oder Contracting	Welche Zahlungen, Pflichten und Risiken liegen bei der Kommune?
  Direktlieferung	Wer ist Lieferant, wer Letztverbraucher, welcher Vertrag gilt?
  Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung nach § 42b EnWG	Liegen 15-Minuten-Messung, Gebäudestromnutzungsvertrag und Aufteilungsschlüssel vor?
  Energy Sharing nach § 42c EnWG	Sind Rollen, Bilanzierung, Plattformprozess, Reststrom und Messung geklärt?

  § 42b EnWG zeigt besonders deutlich, warum Jahreswerte nicht reichen. Die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung setzt unter anderem viertelstündliche Messung voraus. Die rechnerisch aufteilbare Strommenge ist auf die geringere Menge aus Erzeugung und Verbrauch innerhalb eines 15-Minuten-Intervalls begrenzt. Diese Logik ist ein guter allgemeiner Merksatz für kommunale Stromprojekte: Zuordnung entsteht im Zeitintervall, nicht im Jahresmittel.

  KAV, GEG und WPG als Grenzprüfungen

  Kapitel 3 ist kein Konzessionsabgaben-, Gebäudeenergie- oder Wärmeplanungskapitel. Trotzdem müssen KAV, GEG und WPG als Grenzprüfungen mitgeführt werden, weil Stromprojekte häufig an ihren Schnittstellen scheitern.

  Die Konzessionsabgabenverordnung betrifft die Entgelte für die Einräumung von Wegerechten zur Verlegung und zum Betrieb von Leitungen für die unmittelbare Versorgung von Letztverbrauchern. § 2 KAV arbeitet mit Höchstbeträgen je gelieferter Kilowattstunde und unterscheidet Tarifkunden und Sondervertragskunden. Für Sondervertragskunden nennt § 2 Absatz 3 KAV bei Strom einen Höchstbetrag von 0,11 Cent je Kilowattstunde. § 2 Absatz 7 KAV enthält die wichtige Niederspannungsabgrenzung: Stromlieferungen aus dem Niederspannungsnetz gelten konzessionsabgabenrechtlich als Tarifkundenlieferungen, es sei denn, die gemessene Leistung überschreitet in mindestens zwei Monaten des Abrechnungsjahres 30 kW und der Jahresverbrauch beträgt mehr als 30.000 kWh.

  Für Kapitel 3 folgt daraus: Konzessionsabgabe ist ein Preis- und Haushaltsbestandteil, aber keine Erzeugungs- oder Eigenverbrauchskennzahl. Bei großen kommunalen Abnahmestellen muss geprüft werden, ob Tarifkunden-, Sondervertragskunden- oder Schwachlastlogik greift und wie die Konzessionsabgabe im Liefervertrag oder Netzentgelt ausgewiesen wird.

  Das Gebäudeenergiegesetz wird relevant, wenn Stromverbrauch durch Wärmepumpen, Stromdirektheizungen oder elektrische Warmwasserbereitung steigt. § 71 GEG ordnet die 65-Prozent-Erneuerbare-Energien-Anforderung für Heizungsanlagen ein und nennt unter anderem elektrisch angetriebene Wärmepumpen als Erfüllungsoption. Für die Kämmerei bedeutet das: Elektrifizierung kann GEG-seitig sinnvoll oder geboten sein, erzeugt aber neue Last-, Mess-, Netzanschluss- und Beschaffungsfragen. Eine Wärmepumpe ist haushaltsseitig nicht nur Wärmetechnik, sondern eine neue Stromlast.

  Das Wärmeplanungsgesetz wird relevant, weil der kommunale Wärmeplan nach WPG den Rahmen für Gebietsentwicklungen, Wärmenetzoptionen und dezentrale Lösungen liefert. Für Strom bedeutet das: Wenn Wärmeplanung zu dezentraler Elektrifizierung führt, muss Kapitel 3 die Folgelast in der Stromakte aufnehmen. Wenn ein Wärmenetzpfad plausibel wird, darf die Strombedarfsprognose für Wärmepumpen nicht unkritisch fortgeschrieben werden.

  Diese Grenzprüfung verhindert überzogene Beschlussvorlagen.Doppelzählungen. Ein ProjektHeizungsprojekt kann haushaltsfachlichnicht gleichzeitig als sichere Wärmenetzlösung, als sichere Wasserstoffoption und als sichere elektrische Last angesetzt werden. Die Stromakte muss den jeweils beschlossenen oder geprüften Wärmepfad ausweisen.

  Lokale Beispiele nur mit Datenpaket

  Heidelberg, Mauer und Stuttgart sind als mögliche Lokalbeispiele im Projektkontext genannt. Sie dürfen im Kapitel aber erst mit belastbarem Datenpaket verwendet werden. Ein Ortsname ist kein Nachweis. Ein Presseartikel ist kein Lastgang. Eine MaStR-Liste ist keine Eigenverbrauchsquote. Eine Day-Ahead-Zeitreihe ist kein kommunaler Strompreis.

  Für jedes Lokalbeispiel braucht es mindestens:

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

  Cernion wurde in diesem Lauf read-only als zusätzliche Evidenzquelle geprüft. Der Evidence Router empfahl Marktsignal-Endpunkte. Die Knowledge-RAG-Treffer waren für harte kommunale Stromlagebildaussagen unscharf und hatten niedrige Konfidenz. Ein OSM-Grid-Kontext für Heidelberg im Mittelspannungsbereich lieferte keine belastbare Substations-Evidence und darf nicht als Netzkapazitäts-, Anschluss- oder Standortnachweis verwendet werden. Für lokale Lastgänge, Anlagen-/Asset-Tabellen, MaStR-Filter, Haushaltsstellen und Netzbetreiberantworten lag in diesem Lauf keine belastbare Cernion-Evidence vor.

  Das ist keine Schwäche des Kapitels, sondern eine notwendige Grenze. Das Kapitel soll Kämmerer davor schützen, aus verfügbaren Marktdaten lokale Sicherheit abzuleiten.

  Rechenweg mit Abbruchpunkten

  Ein kämmereitauglicher Rechenweg beginnt mit der Frage, wann nicht weitergerechnet werden darf. Jede Rechenstufe braucht einen Abbruchpunkt.

  Schritt	Rechnung	Abbruchpunkt
  1. Lieferstellenliste	alle Stromlieferstellen mit Kostenstelle erfassen	Marktlokation, Messlokation oder Zählerbezug fehlt
  2. Verbrauch	Jahres-, Monats- und Viertelstundenwerte erfassen	nur Summenrechnung ohne Zeitraum oder Quelle
  3. Last	Spitzenlast und Lastfenster bestimmen	kein Lastgang für relevante Verbraucher
  4. Erzeugung	MaStR-Fund mit Anlagenakte abgleichen	Betreiberrolle oder Standortzuordnung ungeklärt
  5. Zeitgleichheit	Verbrauch und Erzeugung im gleichen Intervall abgleichen	unterschiedliche Intervalle oder keine Messdaten
  6. Zuordnung	Eigenverbrauch, Einspeisung, Direktlieferung, Speicher und Reststrom trennen	Messkonzept oder Vertrag fehlt
  7. Preis	Preisbestandteile ergänzen	nur Börsenpreis ohne Liefervertrag
  8. Haushalt	Ergebnis-/Finanzhaushalt, Kostenstelle und Folgekosten zuordnen	keine Haushaltsstelle oder kein Bewirtschaftungsverantwortlicher

  Die Regel lautet: Wenn ein Abbruchpunkt erreicht ist, wird nicht weitergerechnet, sondern der nächste Prüfschritt beschlossen. Eine Vorlage kann dann weiterhin 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 wegensie Betreiber-muss anders heißen. Statt "Umsetzung der lokalen Stromautarkie" lautet der Beschluss dann etwa "Beauftragung eines prüffähigen Stromlagebilds mit Lastgang-, Vergabe-Anlagen- oderund Messrisiken noch nicht beschlussreif sein.Vertragsabgleich".

  Datenanforderung an Verwaltung und Dienstleister

  DamitDie KapitelKämmerei 3 nicht Theorie bleibt, braucht die Kommunesollte ein wiederholbaresStandardpaket Datenanforderungspaket.anfordern, das wiederholbar und revisionsfähig ist. Es sollte nicht als einmalige Excel-AbfrageSammlung gedachtverstanden werden, sondern als StandardanforderungDatenmodell anfür Gebäudemanagement, Kämmerei, Lieferanten, Netzbetreiber, Messstellenbetreiber, Stadtwerk, Eigenbetriebe und externe Berater.Energieentscheidungen.

  MindestensErforderlich anzufordernsind sind:mindestens:

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

  Die Kämmerei sollte zu jederJede Datei braucht vier Metadaten verlangen:Metadaten: Quelle, Zeitraum, Erstellungsdatum und Verantwortlicher. Ohne diese Metadaten wird die spätere Prüfung mühsam. Noch wichtiger: Jede DateiZusätzlich sollte alsder Freigabestatus markiert werden: öffentlich, intern, vertraulich oder gesperrtgesperrt. markiertNur werden.so Daskann Buchprojektspäter selbstentschieden bleibtwerden, welche Zahl in eine öffentliche Vorlage, welche in eine nicht öffentlich;ffentliche trotzdem muss der Arbeitsstand schon jetzt sauber zwischen zitierfähigen QuellenAnlage und internenwelche nur in die interne Prüfdatenfakte unterscheiden.gehört.

  Beschlussreife-Gate für Kapitel 3

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

  1. Welche Lieferstellen, MarktlokationenMarktlokationen, Messlokationen und Kostenstellen sind betroffen?
  2. Für welchen Zeitraum liegen Verbrauchs- und Lastdaten vor?
  3. Welche lokalen Erzeugungsanlagen sind relevant,relevant?
  4. Wer ist Betreiber, Eigentümer und werwirtschaftlich betreibtBegünstigter sie?dieser Anlagen?
  5. Liegen MaStR-Nummern, Inbetriebnahmedaten, Leistungen und Zählerkonzepte vor?
  6. Gibt es tatsächliche Erzeugungs-, Einspeise- oder Eigenverbrauchsdaten?
  7. Wie werden Verbrauch und Erzeugung zeitlich zusammengeführt?
  8. Welcher Reststrom bleibt je relevantem Zeitfenster?
  9. Welcher Liefervertrag und welche Preisbestandteile gelten für diesen Reststrom?
  10. Welche Investitions-, Betriebs-, Wartungs-, Mess- und Steuerungskosten entstehen?
  11. Welche Haushaltsstellen, Vertragslaufzeiten und Zuständigkeiten sind betroffen?
  12. Welche Rechts-, Vergabe-, Steuer-, Beteiligungs-, Datenschutz- oder Beihilfefragen sind offen?
  13. Welche Werte sind belegt, welche geschätzt und welche gesperrt?

  Wenn eine dieserFrage Fragenoffen nicht beantwortet ist,bleibt, muss die Vorlage nicht scheitern. Aber sie muss die Lücke offen ausweisen und den Beschluss passend begrenzen. Dann lautet die Entscheidung muss begrenzt werden. Der Gemeinderat kann ein Datenpaket, eine Planung, eine Ausschreibungsvorbereitung oder einen Prüfauftrag beschließen. Er sollte keine Einsparung, Autarkie oder Importkostenminderung beschließen, die nicht "Umsetzungauf derMesspunkt, lokalenZeitfenster, Stromautarkie", sondern zum Beispiel "Beauftragung eines prüffähigen Stromlagebilds mit Lastgang-, Anlagen-Vertrag und Vertragsabgleich"Haushalt oderzurückgeführt "Freigabeist.

  der Planung

  Ampel für PV-EigenverbrauchStromzahlen

  am

  Für Standortdie Xtägliche vorbehaltlichArbeit Messkonzept,hilft eine einfache Ampel:

  Status	Bedeutung	Verwendung
  Grün	Messpunkt, Zeitraum, Quelle, Vertrag, Betreiberrolle und Reststromvertrag".Haushaltsstelle sind belegt	Beschlussfähige Haushalts- oder Projektzahl
  Gelb	Quelle und Zeitraum sind bekannt, aber Zuordnung, Vertrag oder Preisbestandteil fehlt	Prüfwert, Szenario oder nicht öffentliche Anlage
  Rot	Zahl stammt aus Jahresmittel, Presseangabe, MaStR-Fund, Börsenpreis oder Ortsbezug ohne lokale Zuordnung	Keine Haushalts- oder Einsparbehauptung

  Diese Ampel ist streng, aber praktisch. Sie erlaubt Fortschritt, ohne Scheingenauigkeit zu produzieren. Ein roter Wert kann ein guter Rechercheanlass sein. Ein gelber Wert kann eine Planung begründen. Ein grüner Wert kann in die Wirtschaftlichkeits- und Haushaltsprüfung.

  Zusammenfassung für Kämmerer

  Kapitel 3 liefert die methodische Grundlage für alle späterenstrombezogenen Stromentscheidungen.Entscheidungen im Buch. 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-Nationale Importzahlen sind Systemkontext, keine lokale Herkunfts- oder Kostenbehauptung.
  • Day-Ahead-Preise sind Marktsignale; sie werden erst über Vertrag, Lastgang und ReststromkostenPreisbestandteile entstehenzur in Zeitfenstern, Verträgen und Messpunkten, nicht im politischen Jahresmittel.Haushaltsinformation.
  • Lokale Erzeugung muss nach Betreiberrolle, Eigenverbrauch, Einspeisung, Vertragsmodell und Haushaltswirkung getrennt werden.
  • Day-Ahead-PreiseGEG, WPG und KAV sind Marktsignale;Grenzprüfungen: sieSie werdenverändern erstLastannahmen, über VertragPreisbestandteile und LastgangProjektlogik, zurersetzen kommunalenaber Kostenfrage.keine Stromakte.
  • Lokale Beispiele dürfen erst mit reproduzierbarem Datenpaket aufgenommenin werden.das Kapitel.

  Für die Kämmerei bedeutetheißt 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, aggregierte Veröffentlichung für die Gebotszone Deutschland, 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.Messsystem; Informationspflichten zu Kosten, Vorteilen, Nachteilen und Risiken.
  • EnWG § 42b: gemeinschaftliche Gebäudeversorgung als Prüfanker für Gebäudestrom, insbesondereudeversorgung, viertelstündliche MessungMessung, Gebäudestromnutzungsvertrag und Zuordnung.rechnerische Aufteilung innerhalb eines 15-Minuten-Zeitintervalls.
  • EnWG § 14a: steuerbare Verbrauchseinrichtungen als Querbezug für Wärmepumpen, Ladepunkte, Speicher und 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.
  • KAV § 2: Konzessionsabgaben als Höchstbeträge je gelieferter Kilowattstunde; Sondervertragskundenhöchstbetrag Strom 0,11 Cent/kWh; Niederspannungsabgrenzung mit 30-kW-/30.000-kWh-Schwelle.
  • GEG § 71: 65-Prozent-Erneuerbare-Energien-Anforderung für Heizungsanlagen und elektrisch angetriebene Wärmepumpe als Erfüllungsoption; Relevanz für neue Stromlasten.
  • WPG: Wärmeplanung als Rahmen für Wärmenetz-, dezentrale und Elektrifizierungsentscheidungen; Relevanz für Strombedarfsprognosen, aber kein Ersatz für lokale Lastdaten.
  • Bundesnetzagentur / Marktstammdatenregister: öffentliche Filter-, Download- und Webdienstmöglichkeiten,Auswertungsmöglichkeiten; DatenlizenzGesamtdatenauszug Deutschlandim - Namensnennung - Version 2.0, MaStR als Stammdatenregister.XML-Format.
  • Bundesnetzagentur / SMARD: Datennutzung nach § 111d EnWG, CC BY 4.0 für Marktdaten, ENTSO-E als wesentliche Datenquelle, Datenqualitätshinweis.
  • Bundesnetzagentur / SMARDSMARD/Strommarktdaten 2025: realisierte Stromerzeugung 437,6 TWh; erneuerbare Energieträger 257,5 TWh beziehungsweise 58,8 Prozent; Day-Ahead-Durchschnitt 89,32 EUR/MWh; 573 Stunden mit negativen Großhandelspreisen; 40 Stunden über 300 EUR/MWh; kommerzieller Außenhandel 2025 mit 76,2 TWh Importen, 54,3 TWh Exporten und 21,9 TWh Nettoimport.Nettoimport; Hinweis, dass PV-Eigenverbrauch privater Anlagen in der SMARD-Erzeugung nicht erfasst ist.
  • Bundesnetzagentur/SMARD Großhandelspreise: Day-Ahead-Börsenstrompreise für das relevante Marktgebiet als Indikator für allgemeine Großhandelspreise.
  • Cernion Energy Tools, read-only, 2026-07-12:14: Evidence Router empfahl Marktsignal-Endpunkte; /api/entsoe/day-ahead-prices lieferte DE-LU-15-Minutenwerte für Deutschland 15-Minuten-Day-Ahead-Werte2026-07-14/15 mit Minimum -9,2545,30 EUR/MWh, Maximum 160,80194,12 EUR/MWh, Durchschnitt 125,95 EUR/MWh und DurchschnittMedian 77,34133,55 EUR/MWh. Nutzung nurausschließlich als methodisches Marktsignal, nicht als kommunaler Haushaltswert.Kosten-, Erlös-, Rechts-, Anschluss-, Kapazitäts- oder Standortnachweis. Knowledge-RAG mit niedriger Primärquellen-Eignung; OSM-Grid-Kontext Heidelberg ohne belastbare MS-Evidence.