Deutschland will bis 2023 seine Photovoltaikleistung mehr als verdreifachen. Gewerbedächer wären in vielerlei Hinsicht der ideale Standort für Solaranlagen. Oft bieten sie mehrere Tausend Quadratmeter Platz. Das macht die Installation pro Kilowatt deutlich günstiger als bei kleinen, zerstückelten Privatdächern. Und anders als bei Freiflächenanlagen müssen keine neuen Areale erschlossen werden. Vor allem aber sitzt unter dem gleichen Dach in der Regel auch schon ein Betrieb, der den Strom direkt nutzen kann. So entfallen teure Netzgebühren. Doch wo man hierzulande auch blickt: hektarweise ungenutzte Flachdächer.

„Gewerbedächer sind auf jeden Fall relevant“, sagt Anna Heimsath, Abteilungsleiterin für PV-Kraftwerke am Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE. „22 Prozent aller Dachflächen in Deutschland sind Gewerbedächer. Und wir brauchen alle Flächen, die wir leicht erschließen können.“

Dazu passe, dass auch 23 Prozent des Stromverbrauchs auf Gewerbegebiete entfalle. Das technisch und wirtschaftlich nutzbare Potenzial von gewerblichen Solardächern beziffert sie auf 110 Gigawatt – fast doppelt so viel, wie in Deutschland in den letzten zwei Jahrzehnten insgesamt installiert wurde. Bei der tatsächlich installierten Leistung entfielen laut ISE im Jahr 2021 allerdings lediglich 22 Prozent auf Dachanlagen ab 100 kW. Das entspricht nur gut 13 Gigawatt, gerade mal etwas mehr als ein Zehntel des Potenzials.

Dieser Text ist zuerst in der Ausgabe 4/2023 von MIT Technology Review erschienen. Hier könnt ihr das Heft als pdf- oder Print-Ausgabe bestellen.

Dazu kommt: Trotz Solar-Boom ist der Zubau auf Gewerbedächern 2022 laut Branchenverband BSW Solar um rund 35 Prozent eingebrochen. Wie kann das sein?

„Ungefähr die Hälfte der Hallen haben nicht die technischen Voraussetzungen“, sagt Christian Helbig, Head of Real Estate & Facility Management beim Logistikunternehmen Hermes Germany. Meist reicht die zulässige Dachlast nicht aus. Die Unterkonstruktionen der Solaranlagen bieten jedoch viel Abspeck-Potenzial. „Viele sehen noch aus wie vor 20 Jahren – möglichst stabil gebaut“, sagt Fraunhofer-Forscherin Heimsath. „Dabei lässt sich auch dort noch viel Material reduzieren.“

Auch Leichtbaumodule mit einer Rückseite aus leichtem Faserverbundkunststoff statt aus Glas reduzieren die Last auf dem Dach. „Die wären allerdings etwas teurer“, räumt sie ein. Gleich zwei Fliegen mit einer Klappe würde zudem eine Ost-West-Ausrichtung der Module schlagen: Sie sind dann in einem flacheren Winkel aufgeständert und brauchen entsprechend weniger Unterbau. In Summe liefern sie zwar weniger Strom als nach Süden ausgerichtete Module, diesen aber gleichmäßiger über den Tag verteilt.

Noch eleganter wäre es, die Solarzellen gleich in die Dachhaut einzuarbeiten. Dabei kooperiert das ISE mit Sonos Motors. Das Startup musste sein Solarauto Sion zwar kürzlich mangels Finanzierung beerdigen, arbeitet aber weiter an der Integration von Solarzellen auf den Dächern von Bussen oder Lastwagen.

Die größte Hürde war bisher allerdings nicht technischer, sondern rechtlicher Natur. Der Gesetzgeber gab sich große Mühe, die Regeln möglichst verwirrend zu gestalten. Wollten beispielsweise Betreiber von Dachanlagen ab 750 Kilowatt (rund 7500 Quadratmeter) eine Einspeisevergütung erhalten, mussten sie sich bei einer Auktion darum bewerben – und dabei mit viel größeren und meist günstigeren Freiflächenanlagen konkurrieren. Den Zuschlag bekommt, wer sich mit der niedrigsten Vergütung zufriedengibt. Wer dann einen Zuschlag bekam, durfte seinen Strom nicht selbst verbrauchen. Für kleinere Anlagen galten ebenfalls eine Vielzahl verworrener Regeln, die alle eins gemein hatten: Sie machten das Einspeisen von Solarstrom ins Netz maximal unattraktiv.

Die Logik dahinter ist einfach: Für eine Einspeisung gibt es deutlich weniger Geld, als sich durch den Eigenverbrauch sparen lässt. Wie viel genau, hat eine Studie von Energy Brainpool und Fraunhofer ISE für den Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) anhand verschiedener Beispiele durchgerechnet. Für einen nicht-produzierenden Betrieb mit bis zu 50 Mitarbeitern und einem jährlichen Strombedarf von 170 Megawattstunden rechnen die Autoren mit einem Kilowattpreis von über 19 Cent im Jahr 2030. Dem steht eine Einspeisevergütung von bisher lediglich rund fünf Cent gegenüber.

Aus solchen Überlegungen ergab sich beispielsweise die Dimensionierung der Dachanlagen des Hermes-Logistikcenters am Flughafen Hannover: „Die Zielgröße ist der Eigenbedarf“, sagt Andreas Maak, Technical Energy Manager bei Hermes Germany. „Einspeisen möchten wir eigentlich nicht. Das ist für uns nicht sinnvoll.“ So würden etwa die 450 Kilowatt der Solaranlage am Flughafen nahezu komplett selbst genutzt.

Andere Betreiber sehen das ähnlich. „Bei Anmietungen von Gebäuden steht die Photovoltaik in den Leistungsbeschreibungen, bei Eigentum sie – wenn möglich – immer aufs Dach“, sagt Tobias Breder, Abteilungsleiter Facility Management bei Edeka Minden-Hannover. Das primäre Motiv sei „Unabhängigkeit vom Energiemarkt.“ Daneben gebe es aber auch weiche Faktoren: „Viele Kunden fragen nach einer Solaranlage. Auch wenn wir uns für einen neuen Standort bei einer Kommune vorstellen, hilft es, zu sagen: Das ist unser Standard.“ In den Filialen betrage Eigenverbrauch durchschnittlich 90 Prozent.

Auch Aldi Süd achte bei der Auslegung der Anlagen „insbesondere auf die Eigenverbrauchsquote“, so die Pressestelle. Rund 1350 der knapp 2000 Filialen und alle Logistikzentren seien mit PV-Modulen versehen. Zudem erhalte jede Neubaufiliale eine Dachanlage. Der Eigenverbrauch liege bei rund 80 Prozent.

Aus Sicht der Betreiber ist der Fokus auf den Eigenverbrauch verständlich – aus volkswirtschaftlicher Sicht aber verhängnisvoll. „Wird die Dimensionierung einer neu zu installierenden PV-Dachanlage auf der [bisherigen] Basis wirtschaftlich optimiert, so fällt die optimale Anlagengröße im Ergebnis stets deutlich kleiner aus als die maximale Leistung, die auf der betreffenden Dachfläche möglich wäre“, heißt es in der Studie von Energy Brainpool und ISE. Das bedeutet: Relativ einfach und günstig zu erschließende Stromquellen gehen verloren.

Die gute Nachricht: Einiges spricht dafür, dass langsam Bewegung in die Sache kommt, etwa durch die jüngste Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). „Mit dem EEG 2023 wurden einige wichtige Hemmnisse für Gewerbedächer abgeschafft“, lobt der Branchenverband BSW Solar. So müssen Betreiber nun erst ab einem Megawatt an einer Auktion teilnehmen, und dabei nicht mehr mit Freiflächenanlagen konkurrieren, sondern bekommen ein eigenes Segment (gemeinsam mit Lärmschutzwänden).

Solche Ausschreibungen waren wegen der unattraktiven Bedingungen zuletzt notorisch unterzeichnet. Oft konnte die Bundesnetzagentur nur die Hälfte der ausgeschriebenen Leistung loswerden. Die jüngste Auktion vom Februar war zwar immer noch unterzeichnet, aber längst nicht mehr so stark: Von den ausgeschriebenen 217 Megawatt fanden immerhin 195 MW einen Abnehmer. Der Zuschlag lag im Schnitt bei knapp 11 Cent pro Kilowattstunde – deutlich mehr als bei den bisherigen Auktionen, bei denen Freiflächenanlagen die Preise setzen.

Zudem erleichtert das EEG es nun, zwei getrennte Anlagen parallel auf einem Dach zu betreiben. Eine davon kann dann auf den Eigenverbrauch, die andere auf die Einspeisung optimiert werden. „In der Folge macht es Sinn, gleich die komplette Dachfläche mit PV-Modulen zu belegen“, heißt es in der im März veröffentlichten „Photovoltaik-Strategie“ des Bundeswirtschaftsministeriums.

Dafür muss allerdings die Einspeisevergütung passen. Auch diese wurde im Zuge der EEG-Novelle erhöht. Für den BSW Solar ist sie allerdings immer noch zu niedrig, um „mit Blick auf die stark steigenden Anlagen- und Kapitalkosten ausreichend Investitionssignale bei gewerblichen Anwendungen auszulösen“.

Die Sache mit der Wirtschaftlichkeit ist bei Gewerbedächern ohnehin komplizierter als bei anderen Photovoltaiksegmenten. Das fängt schon mit den Eigentumsverhältnissen an: Zum Teil sind die Gebäude im Besitz der Benutzer, zum Teil angemietet. Zum Teil werden die Solaranlagen von Nutzern selbst betrieben, zum Teil von den Immobilienbesitzern.

Soll ein Betrieb selbst in eine PV-Anlage investieren, hat er oft ziemlich sportliche Rendite-Vorstellungen: „Die Firmen möchten recht kurze Amortisationszeiten von fünf bis sieben Jahren. Das ist heute ganz selten zu erreichen“, sagt Michael Claußner von Energy Brainpool, einer der Autoren der BDEW-Studie. Bei Einfamilienhäusern seien die Entscheidungen hingegen langfristiger und subjektiver, hier spielten auch idealistische Motive hinein. Und hinter Freiflächenanlagen stehen in der Regel Geldgeber, die sich auf langfristige Investments spezialisiert haben.

Die Brücke zwischen den Welten bauen „Contractoren“, die Investitionen in PV-Anlagen übernehmen und dafür einen Teil der eingesparten Stromkosten bekommen. Solche Modelle „können aus Sicht eines Gewerbedachbesitzers für kürzere Amortisationszeiten sorgen, wenn der Contractor die Mehrheit der Investitionskosten tragen und längere Amortisationszeiten in Kauf nehmen kann, um seinen Kunden stärker an den Gewinnen der ersten Betriebsjahre partizipieren zu lassen“, so die BDEW-Studie.

Ein solcher Contractor ist die RE.source Projects GmbH. Sie hat schon mehrere Projekte im Megawatt-Bereich realisiert. Vorläufiger Höhepunkt ist eine 80.000 Quadratmeter große Dachanlage mit knapp 9,3 Megawatt, die Anfang Mai auf einem Logistikzentrum in Bremen eröffnet wurde. Sie ist nach Angaben des Hallenbetreibers BLG Logistics „die derzeit größte zusammenhängende Dach-Photovoltaikanlage auf einer Industrieimmobilie in Deutschland“.

„Es handelt sich um eine sogenannte Mischanlage“, erläutert Tilo Nahrath von RE.Source. Für die gesamte Leistung hat der Projektierer an einer Auktion der Bundesnetzagentur teilgenommen und einen Zuschlag für eine feste Einspeisevergütung bekommen. Zudem kann der Strom auch vor Ort selbst verbraucht oder direkt an Dritte vermarktet werden.

Daneben hat sich auch ein eigener Mietmarkt für Gewerbedächer etabliert. „Dienstleister wie Solar Energy Consult oder Solardachmiete.de bieten an, die Flächen gegen Zahlung einer Prämie zu einer Photovoltaik-Anlage umzurüsten und diese auch zu betreiben“, heißt es auf der Webseite solaranlage-ratgeber.de. „Das schmälert möglicherweise den eigenen Ertrag ein wenig, doch muss sich der Vermieter dafür nur um wenig Fachliches kümmern.“

Die BDEW-Studie schlägt noch einen anderen Weg vor, Dachanlagen attraktiver zu machen: Den Verbrauch erhöhen, etwa durch Ladesäulen. Das erfordert zwar zusätzlich Investitionen, führt aber auch zu höheren Einnahmen. Schon Ladesäulen für zehn E-Fahrzeuge steigerten „die wirtschaftlich optimale PV-Leistung um 25 Prozentpunkte“, hat die Studie errechnet.

Tatsächlich verbinden viele Betreiber ihre Dachanlagen bereits mit Ladesäulen. Die im Bau befindliche Hermes-Logistikhalle in Dresden-Thiendorf soll eine 3100 Quadratmeter große PV-Anlage mit 644 Kilowatt bekommen – nebst 40 Ladepunkten für E-Fahrzeuge. Und auch Aldi Süd berichtet, in den letzten Jahren 550 Filialen mit E-Ladestationen ausgestattet zu haben.

Noch größer ist der Hebel bei der Wärme. Schon wenn sie nur zur Hälfte elektrisch erzeugt wird, rechnet sich laut BDEW-Studie eine „vollständige Dachflächenauslastung“. Wenn produzierende Betriebe ihre Niedertemperatur-Wärme (bis circa 130 Grad) weitestgehend elektrisch bereitstellen und/oder über einen Tag hinweg speichern, erscheine „eine vollständige Auslastung des PV-Potenzials bereits ohne weitere regulatorische Eingriffe bei Amortisationszeiten von unter fünf Jahren umsetzbar“.

„Netzbetreiber, Netzbetreiber, Netzbetreiber. Ohne die geht nichts, die sind das Nadelöhr.“

Soweit zumindest die Theorie. In der Praxis plagt die PV-Verantwortlichen noch eine ganz andere Sorge: „Netzbetreiber, Netzbetreiber, Netzbetreiber. Ohne die geht nichts, die sind das Nadelöhr“, fasst Tristan Sieg, Gruppenleiter PV bei Edeka Minden-Hannover, die drei aus seiner Sicht größten Probleme zusammen.

Damit eine PV-Anlage bei einer drohenden Überlastung des Stromnetzes abgeregelt werden kann, brauchen die Netzbetreiber unter anderem einen Fernzugriff. Zudem benötigen alle Anlagen ab 135 Kilowatt eine Zertifizierung durch einen unabhängigen Prüfer. „Es gibt unendlich viele Netzbetreiber, und die wollen es alle anders haben“, sagt Sieg. „Es gibt keinen übergreifenden Standard.“ Andreas Maak von Hermes Germany bestätigt: „Das ist ein Grauen. Wir müssen mit jedem einzelnen Netzbetreiber kämpfen.“

Konkret sehe das etwa so aus, erzählt Maak: „Wenn wir eine Anlage nach DIN-Norm bauen und die Norm ändert sich zwischenzeitlich, müssen wir mit dem Netzbetreiber erst einmal ausfechten, was denn nun die maßgebliche Norm ist. Dann brauchen wir Spezialfirmen für die Zertifizierung, da muss man erst einmal eine Firma mit verfügbaren Ressourcen finden. Dann hat jeder Netzbetreiber eigene Regularien für den Fernzugriff. Dann müssen sie einen Lieferanten finden, der genau das Modul hat, das der Netzbetreiber fordert. Dann muss das programmiert werden. Dann muss ein Termin mit dem Netzbetreiber gefunden werden, um zu überprüfen, ob alles eichrechtskonform ist. Das ist eine Arie, die sich an einem Standort nun schon zwei Jahre hinzieht.“ Ihm sei „schleierhaft“, wie man bei den ganzen Regularien eine Energiewende schaffen wolle.

Das Wirtschaftsministerium kennt dieses Problem: „Die technischen Anschlussbedingungen der ca. 870 Verteilnetzbetreiber in Deutschland weichen teilweise voneinander ab und sollten stärker vereinheitlicht werden. Dabei handelt es sich um ein komplexes und längerfristiges Vorhaben“, heißt es in der Photovoltaik-Strategie. Nun will das das BMWI den Anschluss „unter Ausnutzung der zur Verfügung stehenden Fachkräfte beschleunigen, ohne Abstriche bei Sicherheit und Bilanzierung“ – unter anderem durch eine „flächendeckende Standardisierung und Digitalisierung von Prozessen“ sowie „verbindliche Fristen für den Netzanschluss“.

Die Details soll nun ein vom Ministerium ins Leben gerufener „Branchendialog“ ausarbeiten. Auch die Bundesnetzagentur (BNetzA) soll sich nach dem Willen des BMWI stärker einmischen: „Netzbetreiber fordern zum Beispiel bestimmte Produktmarken oder Gerätetypen, obwohl vergleichbare Produkte vorliegen. Die BNetzA wird diese Anforderungen bei Beschwerden weiterhin auf Missbräuchlichkeit überprüfen.“ Und wenn sich die Zertifizierung von Anlagen verzögert, dürfen sie seit Kurzem trotzdem schon ans Netz angeschlossen werden und die Unterlagen nachgereicht werden.

Der Zertifizierungsstau wird sich so bald wohl nicht auflösen. Denn während der Bund noch am rechtlichen Rahmen feilt, setzten die Länder auf harte Ordnungspolitik: Baden-Württemberg, Bayern, Berlin, Hamburg, Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und Schleswig-Holstein haben bereits eine Photovoltaik-Pflicht für neue Nicht-Wohngebäude erlassen.