Kommunale Beteiligung wird zur Pflicht: Wind- und Solarbetreiber zwischen Flickenteppich und Kostenrisiko

(WK-intern) – Kommunen profitieren von Wind- und PV-Anlagen in Millionenhöhe, Risiko für Betreiber bei falscher Umsetzung.

Die finanzielle Beteiligung von Kommunen an Wind- und Solarparks hat sich von einer freiwilligen Geste zu einer verbindlichen Pflicht entwickelt.

Auf einen Blick:

• Ein 9-MW-Windpark blieb auf über 23.000 Euro sitzen: beteiligt an 31.400 Euro, erstattungsfähig waren nur 8.000

• Im Schnitt sind 3,6 Gemeinden je Windrad zu beteiligen, bei 93 Prozent der Anlagen mehr als eine

• Flickenteppich der Länder: unterschiedliche Fristen und Sanktionen, in Niedersachsen bis zu einer Million Euro

• Die Antragsfrist ist einheitlich zum 28. Februar, die Prozesse der Netzbetreiber sind es nicht

  „Viele Betreiber unterschätzen, dass eine Kommune an Strommengen beteiligt wird, die der Netzbetreiber später nicht erstattet. Wer das nicht anlagenscharf nachhält, finanziert die Differenz dauerhaft aus eigener Tasche“, so Jan Podkrajac, Experte für digitale Betriebsführung bei node.energy.

Mit dem EEG 2021 als freiwilliges Angebot eingeführt und 2023 über die Öffnungsklausel § 22b für eigene Ländergesetze geöffnet, gilt sie heute in neun Bundesländern ver-pflichtend, während sieben ohne spezifische Gesetzgebung bleiben. Für Betreiber entsteht daraus ein föderaler Flickenteppich mit unterschiedlichen Fristen und Sanktionen.

Wie viel Geld dabei im Spiel ist, zeigen Zahlen von node.energy: Über die Plattform opti.node wickelten Kunden des Unternehmens 2025 Zahlungen von 21,5 Millionen Euro an Kommunen ab, rund 17 Milli-onen Euro wurden von den Netzbetreibern erstattet. Mehr als 3.000 Anlagen mit kommunaler Beteiligung und 1.200 beteiligte Kommunen sind im System erfasst, im Durchschnitt 7.170 Euro je Anlage und Jahr. Laut einer node.energy-Analyse sind je Windenergieanlage im Schnitt 3,6 Gemeinden zu beteiligen, bei 93 Prozent der Anlagen mehr als eine.

Der entscheidende Punkt liegt im Detail: Beteiligung und Rückerstattung sind nicht deckungsgleich. Kommunen können auch an fiktiven oder nicht geförderten Strommengen beteiligt werden, etwa bei Abregelung oder wenn wegen negativer oder hoher Börsenpreise nach § 51 EEG keine Marktprämie gezahlt wird. Diese Mengen sind beteiligungs-, aber nicht erstattungsfähig. In einem von node.energy dokumentierten Fall beteiligte ein 9-Megawatt-Windpark seine Kommune an 15,7 Gigawattstunden (31.400 Euro), erstattungsfähig waren jedoch nur 4 Gigawattstunden (8.000 Euro). Mehr als 23.000 Euro trug der Betreiber selbst.

Manche Betreiber beteiligen Kommunen bewusst an allen Mengen. Kritisch wird es, wenn diese Beteili-gung unbemerkt entsteht, etwa durch die ungeprüfte Übernahme von Musterverträgen, und erst im Rückerstattungsprozess auffällt. Dann müssen Betreiber ihren Gesellschaftern erklären, warum sie Geld verschenken. „Viele Betreiber unterschätzen, dass eine Kommune an Strommengen beteiligt wird, die der Netzbetreiber später nicht erstattet. Wer das beim Vertragsabschluss mit der Kommune nicht mitdenkt, finanziert die Differenz dauerhaft aus eigener Tasche“, sagt Jan Podkrajac, Experte für digitale kaufmännische Betriebsführung bei node.energy.

Hinzu kommt die Pflichtenseite der Länderregulatorik. Je nach Bundesland drohen unterschiedliche Sanktionen, in Niedersachsen etwa bis zu einer Million Euro, dazu Sonderwege wie in Brandenburg, wo eine nicht anrechenbare Sonderabgabe zu einer echten Kostenlast ohne Rückerstattung führt.

Auch die operative Abwicklung nach § 6 EEG ist anspruchsvoll. Betreiber müssen zunächst nachvollziehbare Gutschriften für die beteiligten Kommunen erstellen. Diese werden zunehmend genau geprüft, Kommunen stellen Detailfragen, die sich effizient und datenbasiert beantworten lassen müssen. Erst danach folgt der fristgebundene Antrag auf Rückerstattung der im Vorjahr geleisteten Zahlungen, ein-heitlich zum 28. Februar, über die uneinheitlichen Prozesse der einzelnen Netzbetreiber hinweg.
node.energy bündelt die dafür nötigen Schritte in opti.node: die automatisierte Beschaffung der Energie- und Marktpreisdaten inklusive § 51-EEG-Logik, einen kommentierten Mustervertrag, der ungewollte Beteiligungen an nicht erstattungsfähigen Mengen vermeidet, die Erstellung prüfbarer Gutschriften und einen einheitlichen Rückerstattungsprozess über heterogene Netzbetreiber-Vorgaben hinweg.

Die von der Kommission vorgeschlagene Deregulierung des Energiehandels würde Kernelemente der deutschen Energiewende wie den Einspeisevorrang für Erneuerbare oder Vergütungssätze für Strom aus Solar- und Windkraftanlagen als Handelshemmnis angreifbar Die von der Kommission vorgeschlagene Deregulierung des Energiehandels würde Kernelemente der deutschen Energiewende wie den Einspeisevorrang für Erneuerbare oder Vergütungssätze für Strom aus Solar- und Windkraftanlagen als Handelshemmnis angreifbar machen.

PM: node.energy GmbH

Kommunen profitieren von Wind- und PV-Anlagen in Millionenhöhe / Bild: HB