Die EEG-Novelle stellt die Solarbranche vor eine grundlegende Frage: Sind kleine Photovoltaikanlagen bereit für die Direktvermarktung – und ist es der Markt? Während Studien vor Einbrüchen bei den Installationen warnen und die Branche über das richtige Tempo streitet, hält Jochen Schwill, Geschäftsführer des Direktvermarkters Spotmyenergy, die Direktvermarktungspflicht für technisch längst machbar. Im ZFK-Gespräch erklärt er, warum er die Skepsis vieler Marktteilnehmer nicht teilt – und wo er selbst Schwachstellen im aktuellen Regulierungsrahmen sieht.
Herr Schwill, viele sehen die Direktvermarktung für Kleinanlagen noch als Nischenlösung. Wie weit ist der Markt tatsächlich?
Direktvermarktung ist kein Hexenwerk. Der wesentliche Hemmschuh war lange, dass eine Fernsteuerbarkeit und eine Viertelstunden-Bilanzierung der Energiemengen gefehlt haben – also ein Smart Meter und ein Energiemanagementsystem, das die Anlage steuern kann. Diese Mindestanforderungen sind mit dem Rollout von Smart Metern und Steuerboxen definitionsgemäß gegeben.
Was fehlt noch?
Das sind prozessuale Themen der Marktkommunikation: zum Beispiel eine ordentlich abgebildete Bilanzierung beim Verteilnetzbetreiber. Das sind aber keine unüberwindbaren Hürden – die müssen einfach angepackt werden.
Die Direktvermarktung kleiner Anlagen ist bislang kaum erprobt.
Die Direktvermarktung gibt es heute noch nicht in der Masse, weil der Wechsel aus der festen Einspeisevergütung heute wirtschaftlich keinen Sinn macht. Wir bieten das Produkt an, um uns für eine Welt ohne Einspeisevergütung für Neuanlagen zu positionieren. Ich halte es aber für absolut notwendig, diesen Schritt zu gehen.
Aus der Solarbranche kommt dafür viel Gegenwind. Sie sehen das anders?
Wir sind mit den PV-Anlagen in einem Massenmarkt angekommen und können uns nicht mehr leisten, dass die Anlagen einspeisen, wie sie wollen. Die Batteriespeicher sind um 11 Uhr voll und schmeißen genau dann alles ins Netz – in der Mittagsspitze, wo uns der Strom ein Riesenproblem verursacht. Dazu kommt: Jede Anlage, die ab 2027 ans Netz geht, würde bis 2047 Einspeisevergütung erhalten – da wollen wir längst ein anderes Energiesystem haben.
Jede Anlage, die ab 2027 ans Netz geht, würde bis 2047 Einspeisevergütung erhalten.
Jochen Schwill
Gründer und Geschäftsführer von Spotmyenergy. Zuvor hat er sich als Mitgründer des großen Direktvermarkters Next Kraftwerke einen Namen in der Branche gemacht.
Aber lohnt sich die Direktvermarktung für kleine PV-Anlagen denn wirtschaftlich überhaupt?
Die freiwillige Direktvermarktung lohnt sich heute nicht – das kann man klar sagen. Es ist aber eine Frage des Marktdesigns: Wir müssen ein Design schaffen, das die Direktvermarktung zur einzigen sinnvollen Alternative für PV-Betreiber macht. Und ich halte es nach wie vor für sinnvoll, dabei über eine Förderung zu reden – im Marktprämienmodell kann ich eine Prämie erhalten, ohne dass es zu Verzerrungen am Strommarkt kommt.
Und wenn Wirtschaftsministerin Katherina Reiche die Förderung wie geplant ganz abschafft?
Selbst ohne Förderung muss man keine Angst haben: Wer heute eine Anlage anschließt, bekommt vielleicht 200 Euro im Jahr aus der Einspeisevergütung – das sind 4000 Euro über 20 Jahre, die ich durch optimierten Eigenverbrauch, etwa über E-Autos und Wärmepumpe, sowie Flexibilitätsbewirtschaftung mit Batteriespeicher weitgehend kompensieren kann. Dazu kommt das Mispel-Festlegungsverfahren der Bundesnetzagentur, das erlaubt, Batteriespeicher zusätzlich als Flexibilität am Markt einzusetzen.
Die Mispel-Festlegung der Bundesnetzagentur setzt neue Leitplanken für Netzentgelte. Reichen diese Instrumente aus, um Bestandsanlagen in die Direktvermarktung zu bewegen?
Heute widerspricht sich die Gesetzgebung noch: Mispel funktioniert nur für Anlagen in der Förderung. Das muss angepasst werden, wenn wir ins Marktmodell wechseln. Die Bundesnetzagentur geht davon aus, dass Mispel allein ausreicht, um Bestandsanlagen den Wechsel in die Direktvermarktung anzureizen. Da habe ich Sorge, dass das nicht stimmt.
Das müssen Sie erklären.
Das fehlende Verständnis ist: Im Marktprämienmodell muss ich einen Dienstleister für die Vermarktung bezahlen, die Einspeisevergütung bekomme ich heute kostenlos vom Netzbetreiber. Außerdem müssen kleine Batteriespeicher steuerlich und regulatorisch so behandelt werden wie Großspeicher – heute sind sie diskriminiert und verstecken sich daher hinter dem Zählpunkt.
Mispel-Regulierung
Was steckt dahinter?
Die sogenannte "MiSpeL"-Regulierung (Marktintegration von Speichern und Ladepunkten) der Bundesnetzagentur ist ein Verfahren, mit der die Behörde Batteriespeicher und Ladeinfrastruktur für Elektroautos besser in den Strommarkt integrieren will. Ziel ist es, die Flexibilität der Anlagen für das Stromsystem zu nutzen.
Was wäre die Folge, wenn Mispel so bleibt?
Meine Sorge ist, dass die Anreize nicht reichen, damit Kunden wirklich in die Direktvermarktung gehen. Dort bezahlen sie zunächst ein Vermarktungsentgelt – und sollen dafür ein Erlöspotenzial erhalten, das vom Markt abhängt. Das ist kein No-Brainer. Warum sollte ich ein Risiko eingehen, wenn ich am Ende vielleicht auf denselben Betrag komme?
Was müsste sich konkret ändern?
Mispel muss so gebaut sein, dass ich kleinen Anlagen ein echtes Level Playing Field biete – also, dass alle Steuern, Abgaben und Umlagen bei Lade- und Entladevorgängen vollständig erstattet werden. Solange das nicht gilt, bleibt eine Friktion erhalten, die Arbitragehandel mit Batterien unattraktiv macht. Und das bremst genau die Flexibilitäten, die wir dringend brauchen.
Handwerksbetriebe sind oft der erste Kontakt mit dem Kunden. Wie kommt die mögliche Abschaffung der Förderung vor Ort an?
Die Installateure verstehen ganz genau, was da passiert – und viele sehen auch die Notwendigkeit. Unsere Aufgabe ist es, ihnen und ihren Kunden die Sorge vor der Direktvermarktung zu nehmen. Wenn man nur sagt, "die Einspeisevergütung fällt weg", klingt das dramatisch. Dabei geht es nur um den überschüssig eingespeisten Strom – und den kann man am Markt immer noch vergüten. Die größere Gefahr ist eine andere.
Nämlich?
Wenn weiterhin Panik verbreitet wird, bauen Kunden jetzt noch schnell eine Anlage – das passiert gerade. Das führt zu einem Hype mit erhöhten Preisen und Engpässen, und Anfang 2027 fallen viele Betriebe in ein Loch. Der Markt würde viel besser fahren, wenn er organisch wachsen könnte, ohne solcher Schockmomente immer wieder.
Spotmyenergy
Zum Unternehmen
Das Kölner Energie-Start-up bündelt mit rund 70 Mitarbeitenden die Themen Smart Meter, dynamische Stromtarife, Energiemanagementsysteme und Direktvermarktung für Haushalts-PV-Anlagen, Batteriespeicher, Wallboxen und Wärmepumpen. Spotmyenergy kooperiert derzeit mit rund 350 Installationsbetrieben.
Ist jetzt der richtige Zeitpunkt für eine Direktvermarktungspflicht für Neuanlagen?
Technisch spricht nichts dagegen, sofort loszulegen. Jede neue Anlage bekommt sowieso einen Smart Meter – da gibt es keine Engpässe. HEMS-Systeme können eingebaut werden, das ist technisch keine Restriktion. Was noch offen ist, sind die Marktprozesse mit den Netzbetreibern.
Übergangsfristen haben uns noch nie weitergeholfen.
Der Branchenverband BDEW hat sich deshalb für eine Übergangsfrist bis 2030 ausgesprochen.
Übergangsfristen haben uns noch nie weitergeholfen – die Leute fangen erst dann an, wenn sie dazu gedrängt werden. Meine Hoffnung ist, dass wir mutig genug sind zu sagen: Wir schaffen die Einspeisevergütung ab – aber nicht die Förderung. Ins Marktprämienmodell zu gehen, auch für Kleinanlagen, wäre der sinnvolle Kompromiss.
