Nach der neuen Fassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) müssen auch kleinere Anlagen steuerbar sein. Die Einspeisung ist vorübergehend oder dauerhaft auf 60 Prozent zu reduzieren. Und bei negativen Strompreisen gibt es keine Vergütung mehr. Dafür können Stromspeicher bidirektional betrieben und trotzdem EEG-Förderung bezogen werden.
Zwei Tage nach der Bundestagswahl traten Änderungen im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und im Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) in Kraft. Was sie bewirken, lässt sich in einem Satz zusammenfassen: Der Gesetzgeber treibt den Ausbau von Batteriespeichern voran. Denn wer Stromüberschüsse aus Photovoltaikanlagen speichern kann, beugt finanziellen Einbußen und höheren Betriebskosten vor, die die neuen Regelungen mit sich bringen. Dieser Artikel erklärt die neuen Regelungen für neue netzgekoppelte PV-Anlagen als auch bestehende Solarstromsysteme. Einzig für eine Gruppe von Anlagen gelten die neuen Regelungen nicht: Für Stecker-Solar-Systeme bis zwei Kilowatt Leistung.
1. Keine Vergütung bei negativen Strompreisen
Das EEG gewährt Betreibern von Anlagen eine feste Vergütung über 20 Jahre. Den ins Netz eingespeisten Strom verkaufen die Netzbetreiber an der Strombörse. Die Einnahmen fließen dem EEG-Konto zu. Sind die Preise an der Börse höher, als die Einspeisevergütung, ist das Konto im Plus. Sind sie niedriger, ergibt sich ein Fehlbetrag. Dieser wird aus dem Bundeshaushalt beglichen. 2024 waren es nach Angabe des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz rund 18 Milliarden Euro.
Wachsenden Einfluss auf das Konto haben die Zeiten, an denen an der Stromböse die Preise ins Negative rutschen – wenn mehr Solar- und Windstrom produziert wird als gerade benötigt. Nach Daten der Bundesnetzagentur stieg die Zahl der Stunden mit negativen Strompreisen am Spotmarkt von 301 im Jahr 2023 auf 457 Stunden im Jahr 2024. Um die wachsende Belastung des Bundeshaushalts abzuschwächen, hat der Gesetzgeber nun festgelegt, das Solarstrom aus neu installierten Anlagen nicht mehr vergütet wird, wenn er in Zeiten negativer Strompreise ins öffentliche Netz wandert.
Im Gegenzug verlängert sich der Vergütungszeitraum für eine Anlage entsprechend der Zeit mit Nullvergütung. Betreiber von Anlagen, die bis 24. Februar 2025 in Betrieb gegangen ist, steht es frei, sich für diese neue Regelung zu entscheiden. Ihre EEG-Förderung erhöht sich dann um 0,6 Cent pro Kilowattstunde.
Damit die entsprechenden Strommengen erfasst werden können, die in Zeiten negativer Strompreise ins Netz fließen, müssen intelligente Messsysteme installiert sein. Das sind digitale Zähler, die über eine Kommunikationseinheit – das Smart Meter Gateway – die Messdaten viertelstündlich an Dritte übermitteln, etwa den Stromlieferanten, den Netzbetreiber oder den Direktvermarkter. Intelligente Messsysteme sind auch Voraussetzung, um einen dynamischen Stromtarif abzuschließen. Sind Messsysteme bei Anlagen mit weniger als 100 Kilowatt Leistung noch nicht eingebaut, wenn sie in Betrieb gehen, wird bei negativen Strompreisen weiterhin die EEG-Förderung gezahlt.
2. Pflicht zur Installation von intelligenten Messsystemen
Vorgeschrieben ist ein intelligentes Messsystem nach Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) bei PV-Anlagen mit mehr als 7 Kilowatt Leistung seit 2017, aber der Rollout verlief bisher schleppend. Einzubauen sind die Geräte bei Neuanlagen als auch bei Bestandsanlagen. Zuständig dafür ist der grundzuständige Messstellenbetreiber am Ort. In der Regel ist das der Netzbetreiber.
Daran hat sich nichts geändert, aber der Gesetzgeber hat die Entgelte angehoben, die dem Anlagenbetreiber für die Messtechnik berechnet werden dürfen. Sie sind gestaffelt nach der Größe der PV-Anlage. Es gelten diese Preisobergrenzen für den Messstellenbetrieb:
- > 7 bis 15 kW: 50 Euro pro Jahr
- > 15 bis 25 kW: 110 Euro pro Jahr
- > 25 bis 100 kW: 140 Euro pro Jahr
- > 100 kW: angemessenes Entgelt, festzulegen und zu Beginn eines Jahres zu
veröffentlichen durch den grundzuständigen Messstellenbetreiber
Der grundzuständige Messstellenbetreiber kann festlegen, dass auch netzgekoppelte Anlagen mit bis zu 7 Kilowatt Leistung ein intelligentes Messsystem bekommen. Dann handelt es sich um einen optionalen Einbau. Die Preisobergrenze für das Messstellenentgelt liegt in diesem Fall bei 30 Euro pro Jahr. Wer dagegen freiwillig das Messsystem vom Grundzuständigen haben will, zahlt mehr: 60 Euro pro Jahr sowie ein Einmalentgelt für den Einbau von etwa 100 Euro. Die exakte Höhe des Einmalentgelts dürfen die Messstellenbetreiber selbst festlegen, sollten aber eine angemessene Höhe wählen.
Ein Anlagenbetreiber darf auch einen wettbewerblichen Messstellenbetreiber mit der technischen Ausrüstung beauftragen. Der Vorteil: Er erhält das Messgerät womöglich schneller, als wenn er darauf wartet, dass der Grundzuständige für ihn Zeit findet. Ein wettbewerblicher Messstellenbetreiber ist aber nicht an die gesetzlichen Preisobergrenzen gebunden und darf höhere Beträge als die weiter oben aufgeführten berechnen.
Werden mehrere PV-Anlagen innerhalb von zwölf Monaten auf demselben Grundstück ans Stromnetz geschlossen, wird ihre Leistung zusammengefasst. Die Summe ist dann entscheidend, ob die intelligente Messtechnik einzubauen ist und welche Preisobergrenze gilt.
3. Steuerbarkeit von PV-Anlagen bereits bei mehr als 7 Kilowatt
Zum intelligenten Messsystem ist bei mehr als 7 Kilowatt Leistung auch ein Steuerungsgerät zu installieren, wiederum für Neu- wie für Bestandsanlagen, wenn für sie Einspeisevergütung oder Mieterstromzuschlag beansprucht wird. Wer den Strom direkt vermarktet und die Marktprämie nutzt, muss schon lange ein Steuerungsgerät vorhalten. Die Pflicht für Anlagen in der Festvergütung galt bisher erst ab 25 Kilowatt Leistung und beschränkte sich auf neue Systeme.
Die Einbaupflicht obliegt ebenfalls dem grundzuständigen Messstellenbetreiber. Die Preisobergrenze beträgt 50 Euro pro Jahr. Dieses Entgelt ist für alle PV-Anlagen mit Pflichteinbau gleich hoch. Der Anlagenbetreiber kann auch hier einen wettbewerblichen Messstellenbetreiber mit dem Einbau beauftragen, der nicht an die Preisobergrenze gebunden ist. Über das intelligente Messsystem kann der Netzbetreiber Befehle an das Steuerungsgerät senden, um die Einspeiseleistung zu reduzieren, wenn die Stabilität des Stromnetzes gefährdet ist. Die Pflicht zum Einbau eines Steuerungsgeräts können Anlagenbetreiber aber abwenden: Wenn sie keinen Strom ins öffentliche Netz speisen. Nulleinspeiseanlagen brauchen keine Steuerbox. Dass kein Strom ins Netz fließen wird, ist dem grundzuständigen Messstellenbetreiber schriftlich mitzuteilen. Daran ist ein Anlagenbetreiber mindestens vier Jahre gebunden.
4. Zeitplan für Rollout und Begrenzung der Einspeisung auf 60 Prozent der PV-Leistung
Bis Ende 2032 soll der Rollout intelligenter Messsysteme weitgehend vollbracht sein. Vorher müssen die grundzuständigen Messstellenbetreiber bestimmte Quoten erfüllen. Diese gelten für folgende Anlagen größer 7 bis 100 Kilowatt Leistung zu den Stichtagen:
- Silvester 2026: Anlagen, die zwischen dem 25. Februar 2025 und dem 30. September 2026 in Betrieb gehen
- Silvester 2028: Anlagen, die zwischen dem 1. Oktober 2026 und dem 30. September 2028 und die zwischen dem 1. Januar 2018 und dem 24. Februar 2025 in Betrieb gehen
- Silvester 2030: Anlagen, die zwischen dem 1. Oktober 2028 und dem 30. September 2030 in Betrieb gehen
- Silvester 2032: 90 Prozent aller installierten PV-Anlagen größer 7 Kilowatt Leistung
Da der Grundzuständige zeitlich etwas Spielraum beim Ausbringen der Technik hat, gibt es eine zusätzliche Vorschrift: Solange Mess- und Steuerungstechnik noch fehlen, müssen Anlagenbetreiber die Einspeiseleistung auf 60 Prozent begrenzen. Aufzuheben ist diese Begrenzung erst, wenn der Netzbetreiber erstmals erfolgreich die Steuerungstechnik getestet hat. Ist die Technik installiert, aber der Test noch nicht erfolgt, haben Anlagenbetreiber von Systemen ab 25 Kilowatt Leistung ab 2028 einen Anspruch auf eine Entschädigung gegenüber dem Netzbetreiber in Höhe von 100 Euro pro begonnenes Kalenderjahr ohne Steuerungstest. Wer eine Anlage mit maximal 7 Kilowatt Leistung neu errichtet, bekommt kein Steuerungsgerät. Gleichwohl müssen diese Anlagen die Einspeiseleistung auf 60 Prozent begrenzen – dauerhaft. Ausgenommen davon sind lediglich Stecker-Solar-Geräte mit maximal zwei Kilowatt Modulleistung und 800 Watt Wechselrichterleistung.
5. Schlussfolgerungen für Betreiber kleinerer PV-Anlagen
Die neuen Regelungen im EEG und MsbG bedeuten für Betreiber kleinerer Dachanlagen vor allem eines: Sie sollten ihren Solarstrom selbst verbrauchen, damit sie keine finanziellen Nachteile haben. Nach Einschätzung des Solarenergie Fördervereins Deutschland bedeutet die sogenannte Solarspitzenkappung, dass ein durchaus erheblicher Teil eingespeisten Stroms nicht mehr vergütet wird. Auf Basis der Zahl der Stunden negativer Strompreise im vergangenen Jahr kommt der Verein auf geringere Einnahmen in Höhe von bis zu zehn Prozent, wenn der Strom vollständig eingespeist wird und die Anlage ideal ausgerichtet und geneigt ist. Die Begrenzung der Einspeiseleistung auf 60 Prozent bedeutet für Volleinspeiser, dass bis zu neun Prozent der erzeugten Strommenge nicht eingespeist werden können, wenn die Anlage nach Süden zeigt. Bei Ost-West-Ausrichtung sind es nur zwei Prozent.
Entgehen lässt sich dem weitestgehend durch Eigenverbrauch des Stroms und durch die Erhöhung des selbigen. Das gelingt mit großen Stromverbrauchern – ein E-Auto, das über die eigene Ladestation Strom tankt, eine Wärmepumpe, einen Heizstab. Oder durch einen Batteriespeicher: Statt 30 bis 40 Prozent lassen sich mit Speicher locker 60 bis 70 Prozent des eigenen Solarstroms zu Hause nutzen.
Dass der Gesetzgeber mit der Novelle den Ausbau der Speicherkapazitäten am Niederspannungsnetz im Sinn hat, machen zwei weitere gesetzliche Änderungen deutlich: Ladepunkte für Elektroautos sind im EEG nunmehr Batteriespeichern gleichgestellt. Und wenn E-Autos und Batteriespeicher über das Stromnetz geladen werden, besteht bei der Rückspeisung noch Anspruch auf EEG-Vergütung, wenn auch Solarstrom in der Batterie war. Wie das praktisch laufen soll, wird die Bundesnetzagentur noch festlegen.
Durch einen bidirektionalen Betrieb von mobilen wie stationären Stromspeichern werden sich Dienstleister neue Angebote entwickeln, die dafür sorgen, dass sich die Flexibilität eines Speichers stärker bezahlt macht. Im Winter können Speicher in Zeiten niedrigerer Strompreise aus dem Netz geladen und der Strom im Haus genutzt werden; im Sommer kann überschüssiger Solarstrom vielleicht komplett eingespeichert und dann ins öffentliche Netz gespeist werden, wenn die Preise an der Strombörse positiv sind. Der Speicher kann unter diesen Umständen auch eine größere Kapazität haben, als Verbraucher es für den eigenen Bedarf benötigen.
Fazit: Betreiber von Photovoltaikanlagen sollten versuchen, so viel eigenen Solarstrom wie möglich selbst zu nutzen. Denn Überschüsse werden nach dem im Februar 2025 geänderten Erneuerbare-Energien-Gesetz nicht mehr uneingeschränkt vergütet. Mit Stromspeichern lässt sich ein hoher Eigenverbrauch erreichen.
