Das Bundeswirtschaftsministerium unter CDU-Ministerin Katherina Reiche ist vorgeprescht: Der inoffizielle Referentenentwurf zur EEG-Novelle sieht vor, dass neue Photovoltaikanlagen mit wengier als 25 Kilowatt (kW) installierter Leistung keinen Anspruch mehr auf Marktprämien erhalten sollen.
Stattdessen sollen Betreiber den Strom ungefördert direkt an der Börse vermarkten. Was für größere Anlagen längst gängige Praxis ist, würde damit auch für einen Großteil der privaten Dachanlagen gelten. Die Frage ist: Ist die Branche dafür bereit?
Technik ist da – die Prozesse noch nicht
Lumenaza, einer der wenigen Direktvermarkter, der bereits heute Anlagen ab null Kilowatt peak betreut, bewertet das Vorhaben differenziert. "Aktuell lohnt sich Direktvermarktung bei kleinen PV-Anlagen vor allem für Betreiber mit Flexibilitäten wie Batteriespeichern und HEMS sowie einer gewissen technischen Affinität", sagt Sprecherin Aurelia Trinschek.
Die technischen Grundlagen seien vorhanden – viertelstundenscharfe Abrechnung nach Spotmarktpreisen, automatische Abregelung bei Negativpreisen, auch für Kleinanlagen. Das eigentliche Problem liege woanders: "Die größte Herausforderung liegt aktuell in der Kommunikation und den Prozessen zwischen Messstellenbetreiber, Netzbetreiber und Direktvermarkter."
Die Prozesse seien zwar standardisiert, aber die Praxis hinke hinterher: Viele Akteure setzten sie noch nicht konsequent automatisiert um. Auch der viel beschworene Smart-Meter-Rollout löse das Problem nicht allein: "In der Praxis funktionieren die Datenflüsse zwischen den beteiligten Akteuren häufig noch nicht zuverlässig."
Das Berliner Softwareunternehmen plädiert daher für einen breiteren Blick: "Die Diskussion um die 25-kW-Grenze greift aus unserer Sicht zu kurz. Entscheidend sind ein schneller Smart-Meter-Rollout und funktionierende Datenflüsse zwischen den Marktakteuren."
Erst die Infrastruktur, dann der Markt
Markus Meyer, Politikchef bei Enpal – nach eigenen Angaben größter Solarinstallateur Europas und Betreiber des größten virtuellen Kraftwerks im deutschen B2C-Segment – kritisiert den Entwurf scharf. "Der Entwurf will die Solarenergie in den Markt bringen, tut aber gerade ja nichts dafür, die Direktvermarktung zu erleichtern." Viele Netzbetreiber arbeiteten mit langwierigen, bürokratischen Prozessen – das erschwere die Marktintegration und verteuere sie.
Enpal hat nach eigenen Angaben alle neuen Anlagen sowie viele Bestandsanlagen bereits in der Direktvermarktung. Um die hohen administrativen Kosten aufzufangen, wickelt das Unternehmen diese derzeit über eine Pauschalvergütung ab, die sich an Speicher- und Anlagengröße orientiert. Doch die eigentliche Marktprämie müsse erhalten bleiben, so Meyer – zumindest als Übergangsinstrument.
"Wir müssen die Prozesse praxistauglich machen, den Smart-Meter-Rollout mit mehr statt weniger Wettbewerb voranbringen und Anreize setzen für den Wechsel weg von der staatlichen Vergütung hinein in den Markt." Besonders irritierend findet Meyer, dass der Entwurf zwar mehr Markt wolle, neuen Anlagen den Weg dorthin aber schwer mache – während er den "Kostenrucksack" der Bestandsanlagen einfach hinnehme.
Wirtschaftlichkeit steht auf der Kippe
Die Stadtwerke München (SWM), einer der größten kommunalen PV-Anbieter Deutschlands, warnen vor einer voreiligen Abschaffung der Förderung. Direktvermarktung als Standalone-Produkt sei für Direktvermarkter und Betreiber nicht attraktiv, solange die Betreiber die Marktintegrationskosten selbst tragen müssten statt der Steuerzahler.
Zwar könnten kleine Dachanlagen im Status quo auch ohne Einspeisevergütung wirtschaftlich sein – wenn der Eigenverbrauch hoch genug ist. "Noch haben aber nicht alle Haushalte ein Elektrofahrzeug oder eine Wärmepumpe, um besonders hohe Eigenverbrauchsanteile zu erreichen", gibt ein SWM-Sprecher zu bedenken. Hinzu kämen bei Bestandsgebäuden oft Zusatzkosten für die Modernisierung der Zähleranlage. Eine Komplettsanierung des Zählerschranks koste bis zu 5000 Euro – das gefährde die Wirtschaftlichkeit bereits heute.
Dazu kommt ein strukturelles Problem: Betreiber nutzen Kleinanlagen primär für den Eigenverbrauch, die Netzeinspeisung bleibt meist eine Restgröße. Das macht die Direktvermarktung für diese Anlagenklasse grundsätzlich weniger attraktiv. Außerdem fehlt vielerorts noch die nötige Hardware: Messstellenbetreiber rollen intelligente Messsysteme mit Steuerbox für EEG-Anlagen noch nicht aus. Den Rollout-Beginn für Anlagen bis 7 kW erwarten die SWM im eigenen Netz erst im laufenden Jahr.
Besonders kritisch sehen die Stadtwerke die Wechselwirkungen mit anderen laufenden Reformvorhaben: Die neue Netzentgeltsystematik (Agnes) und das Netzanschlusspaket könnten ab 2028 dazu führen, dass PV-Anlagen ohne Förderung schlicht nicht mehr wirtschaftlich sind.
Obendrein verenge die Debatte sich zu sehr auf Einfamilienhäuser. Mieterstromanlagen unter 25 Kilowatt – bei denen Speicher und Sektorkopplung kaum umsetzbar seien – rechneten sich ohne EEG-Förderung voraussichtlich gar nicht mehr. Damit verschwende die Politik erhebliches Potenzial für die urbane Energiewende.
Direktvermarktungspflicht – aber erst ab 2030
Der Energiewirtschaftsverband BDEW teilt das langfristige Ziel des Ministeriums, mahnt aber zur Geduld. "Aus Sicht des BDEW ist es sinnvoll und richtig, dass perspektivisch auch Anlagen unter 25 kW ihren Strom verpflichtend direktvermarkten müssen", sagt Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae.
Allerdings müsse die Direktvermarktung möglichst standardisiert ablaufen – und das sei erst nach Einführung des MaBisHub möglich, wenn Marktkommunikationsprozesse und Smart-Meter-Rollout abgeschlossen seien. Der BDEW schlägt daher eine Direktvermarktungspflicht ab 2030 vor.
Bis dahin solle das Ministerium die Marktprämie auf Marktwertniveau absenken, aber nicht abschaffen. Beim im Entwurf vorgesehenen zweiseitigen Contract-for-Difference (CfD) mit Refinanzierungsbeitrag – der ab 100 Kilowatt greifen soll – plädiert der Verband für eine höhere Einstiegsschwelle von 200 Kilowatt, um den IT-Umsetzungsaufwand bei Netzbetreibern zu begrenzen.
Zur Frage, ob Direktvermarktung kleiner Anlagen zur Netzstabilität beitragen kann, bleibt Andreae differenziert: "Die Direktvermarktung kann insofern einen wichtigen Beitrag leisten, als dass Preissignale beim Vermarkter ankommen" – es entstehe also kein Anreiz, zu Zeiten negativer Preise einzuspeisen. Ob das auch netzstabilisierend wirke, hänge jedoch davon ab, ob Marktpreissignal und tatsächliche Netzbelastung zusammenfielen.
