Vom Hausdach in den Strommarkt

PV-Dachanlagen: Eine wichtige Säule der Energiewende im Wandel

Kleine Photovoltaik (PV)-Dachanlagen auf Einfamilienhäusern und kleineren Mehrfamilienhäusern stellen mit rund 38 GWp aktuell installierter Leistung 32 Prozent der Gesamtleistung von PV in Deutschland dar und sind damit ein zentraler Baustein der Energiewende. Der Erfolg dieses Segments beruht wesentlich auf der Gestaltung der fixen Einspeisevergütung als einfache Erlösmöglichkeit. Dabei hat sich das Geschäftsmodell der Anlagen von Volleinspeiseanlagen zu Beginn auf sogenannte Teileinspeiser mit immer stärkerer Optimierung auf den Eigenverbrauch hin gewandelt, inzwischen in 80 Prozent der Fälle in Kombination mit einem Heimspeicher. Neben dem Segment der klassischen Prosumer mit einem Eigenverbrauch von 30 bis 50 Prozent entwickelt sich langsam auch das Segment der „vollelektrifizierten“ Prosumer, die zusätzlich eine Wärmepumpe und/oder ein E-Auto nutzen und so, je nach Dimensionierung der PV-Anlage, deutlich höhere Eigenverbrauchsquoten von über 50 Prozent erreichen.

Im Zuge der Reform des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes (EEG) hat das Bundeswirtschaftsministerium angekündigt, die Einspeisevergütung für Anlagen bis 25 kW zu streichen. Argumentiert wird, dass PV-Dachanlagen auch ohne Vergütung der ins öffentliche Netz eingespeisten Strommengen wirtschaftlich seien und der Zubau auch ohne Vergütung und somit ohne finanzielle Unterstützung aus dem EEG-Konto erfolgen werde.

Parallel stellt sich die Frage, wie klassische Prosumer mit PV-Batteriesystemen und damit einem immer geringeren Bezug von Strom aus dem öffentlichen Netz adäquat an der Finanzierung der Stromnetzinfrastruktur beteiligt werden, auf dessen Kapazitäten sie als Back-up für ihre Versorgung angewiesen sind, zu dessen Finanzierung sie aber immer weniger beitragen. Gerade im Zuge der erheblichen Modernisierungs- und Ausbaubedarfe der Stromnetzinfrastruktur droht sonst, dass immer weniger Nutzer einen immer größeren Teil der Infrastrukturkosten übernehmen müssen.

Der erfolgreiche PV-Ausbau der vergangenen Jahre in Kombination mit einer unzureichenden Integration von Marktsignalen führt zunehmend zu Stunden, in denen mehr Stromerzeugung als Stromnachfrage im System vorhanden ist. In einem Teil dieser Stunden führt dies, in Kombination mit mangelnder Nachfrageflexibilität, zu einer steigenden Anzahl von Stunden mit negativen Börsenstrompreisen und partiell auch zu Netzengpässen. Eine fixe Einspeisevergütung, die die Marktsituation nicht berücksichtigt, steht damit einer effizienten Systemintegration auch kleiner PV-Dachanlagen im Wege. Aus diesem Grund wurde jüngst auch für neue, kleine PV-Dachanlagen die Einspeisevergütung für Stunden mit negativen Preisen abgeschafft; bei größeren PV-Dachanlagen über 100 kW wird über die Pflicht zur Direktvermarktung eine stärkere Systemintegration angereizt. Gleichzeitig soll der Ausbau der PV bis zum Jahr 2030 215 GWp erreichen, was ohne einen anhaltenden Ausbau auch im Segment der kleinen Dachanlagen schwer möglich erscheint.

Die vorliegende Analyse hat das Ziel, Transparenz über die Auswirkungen unterschiedlicher Vergütungsregime für eine kosteneffiziente und gleichzeitig ambitionierte Fortführung des Ausbaus sichtbar zu machen. Auf dieser Grundlage werden Wege aufgezeigt, wie die Wirtschaftlichkeit von Neuinvestitionen in kleine Dach-PV-Anlagen und damit der weitere Ausbau in diesem Segment sichergestellt werden kann, während gleichzeitig die Integration dieser Anlagen in den Markt gestärkt sowie eine angemessene Beteiligung der Prosumer an den Netzkosten erreicht wird.

Zentrale Ergebnisse

In der Analyse wurden die jährlichen Stromkosten für unterschiedliche Verbrauchertypen in vier Varianten aus Bezugsstrompreis und Vergütungsmechanismus untersucht: Status quo mit fixer Einspeisevergütung, ungeförderte heutige Direktvermarktungsangebote, die Nulleinspeisung sowie eine dynamische Einspeisevergütung in Kombination mit einem dynamischen Stromtarif. Dabei wurden zwei grundlegende Technologiekonstellationen vorausgesetzt:

• eine kleine PV-Anlage von 6 kWp in Kombination mit einem Batteriesystem von 6 kWh und geringem Eigenverbrauch in der Größenordnung von rund 40 Prozent;
• eine größere PV-Anlage von 10 kWp in Kombination mit einem Batteriesystem von 10 kWh; und zusätzlich ein E-Auto und eine Wärmepumpe, mit in Summe einem höheren Eigenverbrauch in Höhe von rund 60 Prozent.

Als Referenz werden die Stromkosten des jeweiligen Haushalts ohne PV-Anlage mit fixem Stromtarif und fixen Netzentgelten herangezogen. Als Indikator für die Wirtschaftlichkeit der Investition in eine PV-Dachanlage wird also der Vergleich mit den resultierenden Stromkosten gewählt. Die Wirtschaftlichkeit der verschiedenen Fälle lässt sich vergleichen, indem alle Kosten- und Einnahmeströme über einen Zeithorizont von 20 Jahren diskontiert und in jährliche Kosten (Annuitäten) umgerechnet werden. Für Haushalte mit PV-Batteriesystem umfassen die jährlichen Zahlungsströme die annualisierten Kosten für PV und Batterie sowie die verbleibenden Strombezugskosten. Bei der Betrachtung der Energiekosten kommen zu den Stromkosten noch die (diskontierten jährlichen) Kosten für Heizenergie und Mobilität hinzu.

Wirtschaftlichkeit

Die Analyse zeigt, dass die vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) vorgeschlagenen Optionen einer ungeförderten Direktvermarktung unter den heutigen Rahmenbedingungen oder gar einer sogenannten Nulleinspeisung zu höheren Kosten beziehungsweise deutlichen Erlöseinbußen für Prosumer führen – und damit die Wirtschaftlichkeit von PV-Dachanlagen im Regelfall nicht mehr gegeben wäre. Je nach Verbrauchertyp übersteigen die jährlichen Kosten im Fall einer ungeförderten Direktvermarktung die Kosten im Vergleich zum heutigen Regime mit der fixen Einspeisevergütung um rund fünf bis 20 Prozent. Im Fall einer Nulleinspeisung beträgt die Kostendifferenz zum Status quo sogar acht bis 23 Prozent.

Für einen beispielhaften Haushalt mit geringem Eigenverbrauch steigen die Kosten für PV-Batteriesysteme bei der Direktvermarktung heutzutage um 277 Euro pro Jahr und bei der Nulleinspeisung sogar um 333 Euro pro Jahr. Der Vergleich mit dem Referenzfall, bei dem keine Investition in eine PV-Anlage getätigt wird, zeigt, dass es für diese Verbraucher wirtschaftlich nicht lohnend wäre, eine Investition zu tätigen. Für Haushalte mit hohem Eigenverbrauch von über 60 Prozent, die also auch eine Wärmepumpe und ein E-Auto besitzen, stiegen die Kosten zwar weniger stark, aber immer noch um 185 Euro pro Jahr bei der ungeförderten Direktvermarktung und um 281 Euro pro Jahr bei der Nulleinspeisung im Vergleich zum Status quo. Die Analyse zeigt: Die Wirtschaftlichkeit ist stark beeinflusst von den Kosten für die Vermarktung des Stroms. Gelänge es diese, sei es mit dem Modell einer dynamischen Einspeisevergütung durch günstige Vermarktungskosten durch die Netzbetreiber oder durch deutlich geringere Direktvermarktungskosten, auf unter 50 Euro jährlich zu reduzieren, würde die Wirtschaftlichkeitsschwelle in der Breite erreicht.

Der Umstieg auf die ungeförderte Direktvermarktung im Kleinanlagensegment ohne wirtschaftlich attraktive Vermarktungsangebote sowie das System der Nulleinspeisung bergen ein hohes Risiko, dass der PV-Dach-Zubau sich in den kommenden Jahren stark verringert oder sogar einbricht. Das stabile und einfache System der fixen Einspeisevergütung hat in der Vergangenheit für einen hohen Zubau gesorgt. Unter den derzeitigen Bedingungen der Direktvermarktung wird voraussichtlich ein Teil des Segments wegbrechen. Aber nur bei einer Fortführung des aktuellen Zubaus kann der Anteil kleiner Dachanlagen am gesamten Solarausbau in Höhe von 30 Prozent aufrechterhalten werden. Um das PV-Ziel 2030 von 215 GWp zu halten wäre dies eine installierte Leistung von 63 GWp.

Die Frage, ob sich eine PV-Anlage mit Speicher lohnt, hängt stark von den Erlösen der ins Netz eingespeisten Strommengen und den Vermarktungskosten ab. Anlagenbesitzer profitieren von Kostenmodellen mit geringen Kosten, insbesondere bei geringen zu vermarktenden Mengen. Dies macht die Investition in eine PV-Anlage mit Speicher in Verbindung mit der ungeförderten Direktvermarktung mit heute noch hohen Fixkosten im Umfang von beispielsweise rund 140 Euro pro Jahr plus einer einmaligen Einrichtungspauschale von rund 200 Euro sowie eines variablen Dienstleistungsentgelts von drei Prozent der Markterlöse für den Anlagenbetreiber unwirtschaftlich. Dies gilt insbesondere, wenn keine Wärmepumpe und E-Auto vorhanden sind. Das Vorhandensein von E-Auto und Wärmepumpe führt in der Regel zu einer größer dimensionierten Anlage und mehr Spielraum für Optimierung bei der Vermarktung. Die Analyse zeigt: Wenn es gelingt, die jährlichen Fixkosten der Direktvermarktung auf unter 50 Euro abzusenken, können Investitionen wirtschaftlich attraktiv bleiben.

Marktintegration

Das Solarspitzengesetz hat durch den Wegfall der Einspeisevergütung in Perioden mit negativen Börsenstrompreisen eine Verbesserung der Marktintegration der Prosumer erreicht, sofern diese den Strom selber nutzen oder abregeln, anstatt ihn unentgeltlich einzuspeisen.

Die Nulleinspeisung führt zu einer deutlich stärkeren Belastung des Marktes. Grund hierfür ist, dass die Haushalte bei Nulleinspeisung nur noch als Verbraucher auftreten, die primär zu Zeiten höherer Börsenstrompreise Netzstrom beziehen. Ihr Marktbeitrag als Produzenten wird nicht nur in Zeiten negativer Strompreise unterbunden, sondern zusätzlich auch in Zeiten positiver Strompreise, in welchen eine Einspeisung marktdienlich wäre. Gleichzeitig haben sie in der Kombination mit einem fixen Strombezugspreis keinerlei Anreize, ihren Strombezug in Zeiten negativer oder geringer Strompreise zu verschieben. Der Fall Nulleinspeisung ist daher sowohl für Betreiber als auch für das System die schlechteste Option.

Die Kombination mit einem dynamischen Stromtarif kann auf der Bezugsseite die Marktintegration der Prosumer verbessern. In der Analyse wurde die dynamische Einspeisevergütung in Kombination mit einem dynamischen Stromtarif im Vergleich zu einer ungeförderten Direktvermarktung mit einem fixen Stromtarif berechnet, um den Effekt zu messen. Deutlich wurde, dass sich damit nicht nur der Marktwert des eingespeisten Stroms gegenüber dem aktuell geltenden Fall der fixen Einspeisevergütung zwischen 71 und 155 Euro im Jahr erhöhen würde. Zusätzlich würde auch der Marktwert des Strombezugs um 20 bis 148 Euro verringert werden. Bei Prosumern mit Elektroauto und Wärmepumpe wären diese Effekte stärker ausgeprägt. Die gleichen Vorteile hätte eine Direktvermarktung in Kombination mit einem dynamischen Stromtarif. Folglich ist für die Marktintegration von PV-Dachanlagen ein dynamischer Stromtarif sinnvoll.

Zwingende Voraussetzung zur Ausschöpfung der Vorteile ist allerdings, dass Heimspeicher zukünftig auch Netzstrom einspeichern und wieder zurück ins Netz speisen dürfen, wie es in der Abgrenzungs- und Pauschaloption von Stromspeichern im MiSpeL-Prozess angelegt ist.

Verteilungsfragen

In dieser Studie werden Verteilungsfragen1 in zweierlei Hinsicht betrachtet:

• einerseits im Sinne einer sozialen Teilhabe durch Investitionsmöglichkeiten in Dach-PV-Anlagen mit Fokus auf das Einfamilienhaussegment;
• andererseits im Sinne einer angemessenen Beteiligung unterschiedlicher Haushalte (Prosumer und klassischer Stromkunden) an den Netzkosten sowie der Frage, in welchem Umfang über die EEG-Vergütung Steuereinnahmen des Staates an Prosumer rückverteilt werden sollen.

Rund 30 Prozent der EFH-Eigentümerhaushalte haben aktuell eine PV-Dachanlage. Der Ausbau wurde bisher überwiegend von Haushalten mit überdurchschnittlichem Einkommen, höherem Bildungsgrad und jüngeren Gebäuden getragen. Zentrale Investitionsmotive sind zum einen die Senkung der Stromkosten, der Beitrag zum Klimaschutz und die Unabhängigkeit von Energieversorgern. Ökonomisch zeigt sich, dass der Kauf von PV-Dachanlagen für viele Eigenheimbesitzer bei hohem Eigenverbrauch durch E-Auto und Wärmepumpe auch ohne garantierte, fixe Einspeisevergütung wirtschaftlich attraktiv ist. Sie können ihre Energiekosten um rund 30 Prozent gegenüber einem Haushalt mit konventionellen Technologien senken. Für einen Großteil dieser Gruppe ist deshalb eine pauschale, dauerhafte Vergütung nicht mehr zwingend notwendig, um ökonomische Investitionsanreize zu bieten. Zugleich war PV in der Vergangenheit häufig der Einstieg in die private Energiewende, an den sich weitere Investitionen angeschlossen haben. Mit der zunehmenden Verbreitung von Elektroautos und Wärmepumpen erfolgt der Kauf einer PV-Anlage inzwischen auch nachgelagert, sodass diese dezentralen Energietechnologien perspektivisch wichtige Treiber des weiteren PV-Zubaus werden könnten.

Demgegenüber werden EFH-Haushalte mit niedrigeren Einkommen und ohne nennenswertes Vermögen, die die notwendigen Anfangsinvestitionen für verschiedene dezentrale Energietechnologien nicht tragen können, auch bei den hier betrachteten Ausgestaltungsoptionen weiterhin Schwierigkeiten haben, zu investieren. Auch zeitliche Abstände zwischen Investitionen, beispielsweise um neues Eigenkapital anzusparen, erschweren die Wirtschaftlichkeit von PV-Batteriesystemen, da bis zur nächsten Investition der Eigenverbrauch geringer ist. EFH-Haushalte, die aus finanziellen Gründen nicht in eine PV-Anlage investieren können und daher Strom weiterhin vollständig aus dem Netz beziehen, werden durch die vorgeschlagenen Ausgestaltungsoptionen jedoch nicht zusätzlich belastet. Die Änderungen wirken primär auf die Vergütung und Anreizinfrastruktur für investierende Haushalte; für nicht-investierende EFH-Haushalte bleibt die grundsätzliche Kostenstruktur im Vergleich zum heutigen System weitgehend unverändert. Mittelbar könnten diese Haushalte zukünftig sogar entlastet werden, wenn ein kosteneffizienterer PV-Zubau dazu beiträgt, die gesamtwirtschaftlichen Systemkosten (beziehungsweise Förderaufwendungen und mögliche Steigerungen der Netzentgelte) zu begrenzen.

Der wesentliche Treiber für die Zahlungen aus dem EEG-Konto sind die hohen Kosten aus Dachanlagen, die um das Jahr 2010 gebaut wurden, nicht die Neuinvestitionen in Dach-PV in den kommenden Jahren. Eine Beendigung der fixen Einspeisevergütung bringt deshalb nur geringfügige Kostenersparnisse für das EEG-Konto. So würde eine Abschaffung der Dach-PV-Einspeisevergütung im Jahr 2027 anstatt vier Jahre später im Jahr 2031 nur zu einer jährlichen Kostenersparnis von rund 160 Millionen Euro im Jahr 2030 führen. Der jährliche Förderbedarf für alle Solaranlagensegmente würde dann noch 7,18 Milliarden Euro statt 7,35 Milliarden Euro betragen – im Vergleich zu einem aktuellen PV-Förderbedarf von rund 8 Milliarden Euro im Jahr 2027. Die EEG-Ausgaben sinken ab Anfang des kommenden Jahrzehnts deutlich auf etwa 1,5 Milliarden Euro in 2035, da teure Altanlagen zunehmend aus dem Förderregime fallen.

In der aktuellen Diskussion geht es häufig darum, dass aus Verteilungsgesichtspunkten Prosumer stärker an den Netzkosten beteiligt werden sollten. Allerdings sind in der Diskussion um die zukünftige Netzfinanzierung die Anreizwirkung auf die notwendigen Investitionen sowie der tatsächliche Finanzierungsbedarf des Netzausbaus zwingend zusammen zu denken. In der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung wurde ein Prosumergrundpreis von 100 Euro pro Jahr bei gleichzeitiger Reduktion des Arbeitspreises um zwei Cent die Kilowattstunde angenommen, um aus Verteilungsgesichtspunkten die Prosumer stärker an den Netzkosten zu beteiligen. Bei einem höheren Prosumergrundpreis als 100 Euro schrumpft der Kostenvorteil einer PV-Anlage so stark, dass davon ausgegangen werden muss, dass der Ausbau in diesem Segment vollständig zum Erliegen käme. Für Prosumer ohne weitere Elektrifizierungstechnologien erhöht ein sehr hoher Prosumergrundpreis deutlich die Kosten, sodass ein Einstieg in die Energiewende über PV finanziell unattraktiv würde.

Aktuell zahlt eine Familie im vollelektrifizierten Bestandsgebäude mit PV-Batteriesystem durchschnittlich 511 Euro Netzentgelte pro Jahr, während eine Familie im Bestandsgebäude ohne Wärmepumpe und E-Auto und ohne PV-Anlage 351 Euro pro Jahr zahlt. Eine Familie, die lediglich ein PV-Batteriesystem besitzt, zahlt hingegen nur 80 Euro pro Jahr an Netzentgelten. Das heißt, eine Familie mit PV-Anlage, E-Auto und Wärmepumpe zahlt bereits heute mehr Netzentgelte als eine Familie ohne Elektrifizierungstechnologien. Eine Familie mit PV-Anlage ohne weitere Technologien zahlt im Unterschied zum Vergleichshaushalt ohne PV-Anlage allerding weniger als ein Viertel der Netzkosten.

Schlussfolgerungen:

• Eine optimale Kombination von Wirtschaftlichkeit und Marktdienlichkeit von PV-Batteriesysteme wird erreicht, wenn sich sowohl der Verkauf, also die Einspeisung, als auch der Einkauf, also der Strombezug, an den aktuellen Marktpreisen orientieren. Dieses Prinzip lässt sich über die Direktvermarktung oder die in der Analyse betrachtete dynamische Einspeisevergütung umsetzen.
• Der Vorteil der Direktvermarktungsoption liegt darin, dass sie die Grundlage schafft für einen Wettbewerb um die effizienteste Gesamtsystemintegration: Im Idealfall konkurrieren dann Vermarkter, Aggregatoren und Energieversorger um neue, effiziente Lösungen für die Steuerung von Erzeugung, Speichern und Strombezug. Damit sich die Direktvermarktung für kleine Anlagenbetreiber aber rechnet, müssen ihre Kosten durch Digitalisierung und verbesserte Abläufe auf unter 50 Euro pro Jahr sinken.
• Sollte es nicht gelingen, die Kosten auf die genannte Größenordnung zu reduzieren, droht ein Markteinbruch beim PV-Ausbau. Wenn dies absehbar sein sollte, könnte eine dynamische Einspeisevergütung, gekoppelt mit einem dynamischen Stromtarif als Alternative in Betracht gezogen werden. Dann könnten die Netzbetreiber in die Pflicht genommen werden, den Strom zum aktuellen Börsenstrompreis zu vermarkten und diesen an die Anlagenbetreibenden weiterzureichen, abzüglich einer geringen Gebühr. Dies würde die Rentabilität der Anlage erhalten und das EEG-Konto dennoch nicht belasten.

Vor diesem Hintergrund leiten wir die folgenden Handlungsempfehlungen ab:

Handlungsempfehlungen:

• Bezahlbare Direktvermarktung schaffen: Die Bundesregierung sollte die Einführung einer flächendeckenden attraktiven Direktvermarktung für Anlagen unter 25 kWp ab dem Jahr 2031 mit der Schaffung der erforderlichen Rahmenbedingungen für attraktive Direktvermarktungsmodelle verbinden. Die jährlichen Kosten für die Direktvermarktung müssen dafür auf eine Wirtschaftlichkeitsschwelle von maximal 50 Euro reduziert werden. Entscheidend ist, dass in den kommenden viereinhalb Jahren die standardisierte Marktkommunikation und Digitalisierung der Prozesse flächendeckend implementiert werden und Rahmenbedingungen für einen Wettbewerb unter Vermarktern und Energieversorgern etabliert werden, die die Dienstleistungs- und Transaktionskosten reduzieren. Dabei kommt den Verteilnetzbetreibern eine entscheidende Rolle zu. Sie benötigen klare Umsetzungsfristen und regulatorische Anreize sowie signifikante Pönalen bei Nichterfüllung.
• Längere Übergangsphase konsequent nutzen: Für den Übergang bis zur vollständigen Marktintegration sollte die Bundesregierung die fixe Einspeisevergütung bis zum 31. Dezember 2030 verlängern. Dies würde zu überschaubaren Mehrkosten von rund 160 Millionen Euro im Jahr 2030 führen und sichert die Wirtschaftlichkeit. Bei einer Marktwertdurchleitung, wie aktuell geplant, wäre dies für viele Projekte nicht der Fall. Zum Vergleich: Heute fließen jährlich insgesamt rund 8 Milliarden Euro in die Förderung aller Solaranlagen vom EEG-Konto, der Großteil in die Förderung alter Anlagen.
• Rückfalloption, falls Wirtschaftlichkeit nicht gegeben: Die Direktvermarktung mit der Option, Solar-Erzeugung und Batteriebetrieb mit dem Strombezug zu kombinieren und zu optimieren, stärkt die flexible Integration wichtiger Energiewendetechnologien ins System. Eine Rückfalloption ist zu prüfen, sollte es nicht gelingen, auf Basis der Direktvermarktung die Wirtschaftlichkeitsschwelle für die Breite der investierenden Haushalte zu erreichen; dies könnte in Form einer vereinfachten Vermarktung durch die Netzbetreiber mit regulatorisch vorgegebenen niedrigen Entgelten geschehen.
• Heimspeicher marktdienlich einsetzen: Heimspeicher sollten zukünftig Netzstrom einspeichern und wieder zurück ins Netz speisen dürfen. So können dezentrale Heimspeicher durch gezielten Netzstrombezug bei niedrigen Preisen und Rückspeisung bei hohen Preisen marktdienlich betrieben werden. Diese Option sollte im Rahmen des laufenden MiSpeL-Prozesses der Bundesnetzagentur umgesetzt werden.
• Faire Netzkostenbeteiligung der Prosumer: Eine stärkere Beteiligung der Prosumer an der Finanzierung der Netzkosten, beispielsweise durch einen Prosumergrundpreis von 100 Euro pro Jahr, sollte sichergestellt werden und gleichzeitig von gut abgestimmten Prozessen seitens der Bundesregierung (EEG) und der Bundesnetzagentur (AgNes) begleitet werden, damit die Wirtschaftlichkeit weiterhin gegeben ist. Zukunftsperspektive für einen effizienten Netzbetrieb könnten dynamische Netzentgelte sein.
• Elektrifizierung sozialverträglich fördern: Eine konsequente Elektrifizierung im Gebäude- und Verkehrssektor, indem Haushalte bei einem Umstieg auf Wärmepumpen und E-Autos unterstützt werden, erhöht die Attraktivität von PV-Batteriesystemen und hilft Haushalten, ihre Energiekosten zu senken und unabhängiger von Preisschocks zu werden. Dabei sollte ein besonderes Augenmerkt auf Haushalte mit geringerem finanziellem Spielraum gelegt werden.