Keine Angst vor dem Solarspitzengesetz – wir erläutern die Wirtschaftlichkeit – pv magazine Deutschland

Das Solarspitzengesetz ist da und mit ihm eine Reihe von Änderungen zu den bisherigen Regeln für den Betrieb kleinerer Photovoltaikanlagen. Ziel der neuen Regeln ist es, auch kleinere Solaranlagen dazu zu bringen, auf Marktsignale zu reagieren, also keinen Strom mehr einzuspeisen, wenn der Spotmarktpreis an der Strombörse ohnehin schon negativ ist. Denn dann zahlen die Übertragungsnetzbetreiber und letztlich die Steuerzahler doppelt, einmal dafür, dass jemand den Strom abnimmt und dann noch einmal die Einspeisevergütung an die Erzeuger.

Für Anlagen, die seit dem 25. Februar 2025 in Betrieb genommen werden, gilt daher, dass sie keine Einspeisevergütung mehr für Strom bekommen, den sie in Stunden mit negativen Preisen einspeisen. Die Verluste werden kompensiert, indem man die entgangenen Zeiten einmalig am Ende des Förderzeitraums anhängt. Um die nicht vergüteten Strommengen viertelstundengenau abzurechnen, benötigen die Betreiber ein intelligentes Messsystem, also einen Smart Meter mit einer Steuereinheit, den der Messtellenbetreiber installiert.

Für Anlagen unter 100 Kilowattpeak gilt daher, dass sie erst dann vom Entfallen der Einspeisevergütung und der Kompensation betroffen sind, wenn das intelligente Messsystem in­stalliert und die Steuerungsfähigkeit getestet wurde und auch dann erst ab dem 1. Januar des darauffolgenden Kalenderjahres. Frühestens können neue Anlagen also ab 1. Januar 2026 betroffen sein. Vermutlich wird es länger dauern, wenn Verteilnetzbetreiber es nicht schaffen, rechtzeitig zu testen. Solange die Voraussetzungen nicht erfüllt sind, müssen neue Anlagen ihre maximale Einspeiseleistung auf 60 Prozent reduzieren. Das gilt für alle Anlagen, die der Einspeisevergütung oder dem Mieterstromzuschlag zugeordnet sind.

So wirkt sich die 60-Prozent-Abregelung aus

Eine Anlage mit zehn Kilowattpeak, die nach Inkrafttreten der neuen Regelungen ans Netz geht, erhält für eine Kilowattstunde eingespeisten Strom derzeit eine feste Vergütung von 7,94 Cent. Ohne Smart Meter darf sie vorerst mit höchstens 60 Prozent ihrer Nennleistung einspeisen, also höchstens sechs Kilowatt. Nach Berechnungen der HTW Berlin würde eine südausgerichtete Volleinspeiseanlage dadurch neun Prozent Ertrag verlieren. Eine Anlage in Ost-West-Ausrichtung jedoch nur 1,1 Prozent.

Wir haben Julius Niemöller, Projektleiter und Produktmanager bei Consolinno, gebeten, das für eine konkrete Anlage mit Batteriespeicher zu simulieren. Sie ist südausgerichtet, hat zehn Kilowatt Leistung und einen Batteriespeicher mit zehn Kilowattstunden Kapazität. Bei einem Haushaltsstromverbrauch von 4.000 Kilowattstunden würde die Anlage mit den Wetterdaten von 2024 nach den alten Regeln 6.083 Kilowattstunden einspeisen und dadurch 483 Euro erwirtschaften. Hochgerechnet auf 20 Jahre und bei einer Abzinsung von zwei Prozent pro Jahr ermitteln wir einen Ertragswert von 8.350 Euro.

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Nach den neuen Regeln würde die Anlage ohne Smart Meter zunächst auf 60 Prozent der Leistung begrenzt. Sie würde statt 6.083 nur 5.726 Kilowattstunden einspeisen, was zu 28 Euro geringeren Einnahmen pro Jahr führt. „Das ist ein Szenario, das einen einfachen Regler repräsentiert. Sobald Überschussstrom vorhanden ist, wird dieser zur Batteriebeladung verwendet“, erläutert Niemöller. Mit einer prognosebasierten Beladung, die gezielt die Mittagsspitze kappt, ließe sich dieser ohnehin geringe Abschlag also noch reduzieren.

Zeiträume mit negativen Preisen werden angehängt

Wie schnell der Netzbetreiber einen Smart Meter installiert, ist ungewiss. Sobald er das aber tut, entfällt die 60-Prozent-Begrenzung. Nun hängt die Einspeisevergütung davon ab, ob der Strompreis am Day-ahead-Markt positiv oder negativ ist. Mit Beginn des auf den Einbau folgenden Kalenderjahres wird keine Einspeisevergütung in negativen Viertelstunden mehr gezahlt. Für das Rechenbeispiel beginnen wir damit ab 2026.

457 Stunden mit negativen Preisen gab es 2024. Das waren mehr als jemals zuvor. Schreibt man das fort, würden bei dem Beispielhaushalt 1.322 Kilowattstunden nicht vergütet. Die zu erwartenden Einnahmen fallen von möglichen 483 auf 351 Euro im Jahr.

Nimmt man an, die Zahl der Stunden mit negativen Preisen bleibe 20 Jahre lang stabil, hat der Betreiber über diesen Zeitraum Einnahmeverluste von etwa 2.660 Euro. Der EEG-Förderzeitraum würde sich zum Ausgleich um vier Jahre und sieben Monate verlängern. Auf diese Zeitspanne kommt man, indem man alle Viertelstunden mit negativen Preisen zählt, von denen die Anlage im Inbetriebnahmejahr und den darauffolgenden 19 Jahren betroffen ist, und sie mit dem Faktor 0,5 multipliziert. Je 3.800 Viertelstunden wird ein ganzes Jahr angehängt. Der verbleibende Rest dieses Budgets wird dann nach einem Schlüssel auf weitere Monate verteilt. Die genaue Aufteilung findet man im Solarspitzengesetz.

Auch im angehängten Zeitraum wird den Betreibern nur die Einspeisung in preispositiven Viertelstunden vergütet. Sie erzielen somit nachträglich noch 1.663 Euro. Abgezinst verdient die Anlage durch die neue Regel 7.227 Euro. Das wären 1.123 Euro weniger als ohne negative Stunden. Nicht berücksichtigt ist hierbei die normale Degradation der Solaranlage und des Batteriespeichers, die dazu führen kann, dass im angehängten Kompensationszeitraum weniger Ertrag erzielt wird.

Die neuen Regeln müssen Kunden also nicht von der Anschaffung einer Photovoltaikanlage abschrecken, denn der Hauptvorteil, dank des Eigenverbrauchs Stromkosten zu sparen, bleibt bestehen. Gegenüber einem gleichbleibenden Netzstrompreis von 0,32 Euro pro Kilowattstunde betragen die Einsparungen über die nun 24 Jahre und sieben Monate lange Laufzeit der Anlage abgezinst 25.300 Euro. Der Ertrag der Investition summiert sich zusammen mit den Einnahmen aus der Einspeisevergütung auf 32.500 Euro. Wobei sich mit einem Batteriespeicher weitere Einsparungen zum Beispiel durch die Nutzung dynamischer Strompreise eröffnen.

Doch auch ohne dynamische Strompreise lässt sich allein durch eine prognosebasierte Steuerung des Batteriespeichers der Ertrag weiter erhöhen. „Day-ahead-Preise sind bereits am Vortag bekannt und bieten somit hervorragende Randbedingungen für eine prognosebasierte Optimierung“, sagt Niemöller. Wird der Speicher vor Beginn des Zeitraums gezielt geleert, lassen sich in der Simulation die Einnahmen durch die Einspeise­vergütung auf 8.235 Euro steigern. Dann verdient die Anlage nur 115 Euro weniger als ohne preisnegative Zeiten.

Bestandsanlagen können freiwillig wechseln

Einen besonderen Anreiz setzt das Solarspitzengesetz für bestehende Photovoltaikanlagen. Auch sie sollen regelbar werden und die Einspeisung in negativen Zeiten vermeiden. Die Betreiber, die bereits einen Smart Meter haben, dürfen sich freiwillig dafür entscheiden, die Vergütung von Strommengen in negativen Zeiten gegen einen längeren Förderzeitraum zu tauschen. Sie erhalten dann nicht nur die angehängten Vergütungszeiten, sondern auch noch eine um 0,6 Cent höhere Einspeisevergütung über die gesamte Zeit. Lohnt sich das?

Wechseln kann nur, wer bereits einen Smart Meter besitzt. Für Anlagen mit mehr als sieben Kilowattpeak Nennleistung wird dieser in den nächsten Jahren verpflichtend kommen. Sobald er installiert wurde, ist auch hier ein Wechsel zu Beginn des folgenden Jahres möglich, also frühestens zum Jahr 2026. Doch Vorsicht, ein Zurückwechseln ist nicht vorgesehen. Wer diesen Schritt geht, sollte ihn daher gut durchdenken.

Angenommen die Anlage im obigen Beispiel ist Ende 2024 ans Netz gegangen und hat daher Anspruch auf 8,03 Cent Einspeisevergütung. Die Einnahmen aus der Einspeisevergütung von 2026 bis 2044 würden gemäß Simulation abgezinst 7.630 Euro betragen. Durch die Erhöhung der Vergütung auf 8,63 Cent, den Stopp der Zahlungen bei Stunden mit negativen Preisen und die Verlängerung des Förderzeitraums auf 24 Jahre und fünf Monate ergeben sich, ohne weitere Änderungen im Betriebskonzept, Einnahmen von 7.594 Euro, also ein kleines Minus von 36 Euro. Mit der optimierten Steuerung durch das Energiemanagement steigt die Einspeisevergütung auf 8.727 Euro und damit um mehr als 1.000 Euro im Vergleich zum Status quo. Ob sich der Wechsel ökonomisch auszahlt, hängt also von den Steuerungsmöglichkeiten ab und davon, wie viel Strom man in negativen Stunden selbst nutzen kann. Bald soll es auch möglich werden, aus dem Batteriespeicher ins Netz einzuspeisen und dafür noch später am Tag Einspeisevergütung zu erhalten. Das würde dem Effekt entgegenwirken, dass viele größere Speicher im Sommer oft nicht leer werden.

Die Optimierung mit einem Heimspeicher allein ist aber begrenzt. An einzelnen Tagen gab es 2024 mehr als sechs zusammenhängende Stunden mit negativen Preisen. Am 15. Juni 2024 gab es sogar für neun Stunden negative Preise. Von der Erzeugung in diesen Zeiträumen lässt sich mit der Batterie nur ein kleiner Teil retten (Grafik 1). Es ist daher aus Sicht der Bestandsanlagenbetreiber sicher sinnvoll, das Jahr 2025 abzuwarten und zu beobachten, ob sich die Anzahl negativer Stunden noch weiter erhöht. Schön wäre es, wenn die Anbieter von Energiemanagementsystemen die Möglichkeit schaffen würden, den Wechsel anhand der eigenen Lastkurve zu simulieren.

Wie sieht es aus, wenn wir eine ältere Anlage mit einer noch höheren Einspeisevergütung betrachten? Wäre die Beispiel­anlage am 1.12.2019 in Betrieb gegangen, hätte sie eine garantierte Einspeisevergütung von 10,37 Cent. Für die Restlaufzeit von 14 Jahren ab 2026 wären noch abgezinste Einnahmen von 7.615 Euro zu erwarten. Unser Vergleichsjahr bleibt 2024. Setzen wir eine prognosebasierte Steuerung voraus, würden die Mindereinnahmen durch negative Preise von 763 Euro im Kompensationszeitraum mit 1.296 Euro ausgeglichen, womit sich 530 Euro Zusatzerträge realisieren ließen. Übrigens verstärkt eine höhere Einspeisevergütung tendenziell die Lastverschiebung in der Simulation, da es für die Optimierung mehr zu gewinnen beziehungsweise zu verlieren gibt, erläutert Niemöller.

Ob Betreiber das Risiko eingehen, in die neue Regel zu wechseln, muss letztlich jeder selbst entscheiden. Gerade für ältere Anlagen mit höherer Vergütung könnte sich eine Verlängerung des Förderzeitraums auszahlen, wenn sie heute in der Lage sind, ihren Eigenverbrauch zu optimieren und Lasten zu verschieben. Das Risiko liegt in der Anzahl und Dauer der negativen Zeiträume. Es ist zwar möglich, dass sie durch den erwarteten starken Zubau der Großbatteriespeicher wieder sinken. Das lässt sich jedoch nicht zuverlässig prognostizieren, da viele Parameter hineinspielen.

Für die Auslegung neuer Anlagen sollte künftig nicht nur der Autarkiegrad berücksichtigt werden. Auch die Eigenverbrauchsquote, die bisher eine untergeordnete Rolle spielte, rückt nun stärker in den Blick und vor allem die Flexibilität durch das Energiemanagement und steuerbare Verbraucher. Wer ein gutes prognosebasiertes Energiemanagementsystem besitzt und noch über zusätzliche Verbraucher verfügt, die in preisnegativen Stunden den Solarstrom abnehmen können, muss sich vor den neuen Regeln nicht fürchten und kann helfen, das Stromnetz zu entlasten.