Der Bundestag hat sich am Freitag in seiner letzten Sitzung vor den vorgezogenen Neuwahlen mit mehreren energiepolitischen Initiativen befasst, darunter dem sogenannten Solarspitzen-Gesetz. Es war von SPD und Grünen kurz vor Weihnachten in den Bundestag eingebracht worden und letztlich mit den Stimmen der verbliebenen Regierungsfraktionen sowie der Abgeordneten von CDU und CSU nun auch verabschiedet worden. FDP, AfD, BSW und Die Linke stimmten gegen das Gesetz, das vor allem darauf abzielt, den temporären Überschüssen in der Stromerzeugung entgegenzuwirken.
Zentrale Punkte in dem Gesetz sind dabei Änderungen im EEG. So sollen EEG-Anlagen in Zeiten negativer Börsenstrompreise keine Förderung mehr erhalten, wobei die Stunden nach dem Ende der 20-jährigen Förderdauer angehängt werden sollen. Zudem ist eine Entbürokratisierung und Ausweitung der Direktvermarktung vorgesehen. Dabei soll durch die Ausweitung der Steuerbarkeitsanforderungen gewährleistet werden, dass die Erneuerbaren zukünftig mehr Aufgaben für die Systemsicherheit übernehmen. In diesem Zuge geht es auch um eine Beschleunigung des Smart-Meter-Rollouts.
Ferner sind in dem Entwurf noch Regelungen zum Netzanschluss enthalten sowie die Umstellung der an den Strombörsen in den vortägigen Auktionen am Day-Ahead-Markt gehandelten und für die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung maßgeblichen Stromprodukte auf Viertelstunden-Kontrakte. Diese Einführung war für 2025 geplant, bislang werden Stunden-Kontrakte gehandelt.
„Wir hätten uns mehr gewünscht und es lag mehr auf dem Tisch, dennoch sichert das Paket wichtige Errungenschaften dieser Legislatur im Bereich der erneuerbaren Energien ab“, erklärte Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck (Grüne) nach der Annahme des Gesetzespakets im Bundestag. Die Beschlüsse seien „wichtig für die Energiewende und die bessere Integration der Erneuerbaren ins Netz – die Erneuerbaren werden jetzt erwachsen“.
Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) hatte im Vorfeld die Annahme der Energierechtsnovelle empfohlen. Er erklärte noch einmal im Detail, was sie für die Betreiber von Photovoltaik-Anlagen und Batteriespeichern bedeutet. So entfalle für Neuanlagen in Zeiten negativer Börsenstrompreise die EEG-Vergütung. Aus Sicht des Verbands wird dadurch die Rentabilität neuer Photovoltaik-Anlagen „nicht nennenswert beeinträchtigt“. Dies liege am Kompensationsmechanismus, mit dem die Förderung nachgeholt werde. Der Nachteil könne sogar in einen wirtschaftlichen Vorteil umgemünzt werden, nämlich durch intelligente Nutzung und Zwischenspeicherung des Solarstroms in Zeiten negativer Börsenstrompreise.
Der BSW-Solar weist darauf hin, dass Betreiber bestehender Photovoltaik-Anlagen auf freiwilliger Basis in die neue Regelung wechseln können. Als Anreiz für einen Wechsel erhalten sie eine Erhöhung der EEG-Vergütung von 0,6 Cent pro Kilowattstunde. Im Wesentlichen blieben für Bestandsanlagen aber die Anforderungen zum Inbetriebnahmezeitpunkt weiterhin gültig.
Mit dem Gesetzespaket soll zudem die Installation intelligenter Messsysteme und Steuerungstechnik beschleunigt werden. Die Steuerbarkeit gilt für Photovoltaik-Anlagen ab einer Leistung von sieben Kilowatt, wobei sogenannte „Nulleinspeise-Anlagen” und Stecker-Solar-Geräte ausgenommen sind. Die maximal zulässigen, jährlich zu zahlenden Entgelte für intelligente Messsysteme und Steuerungstechnik werden mit dem Gesetz angehoben. Im Gegenzug könnten die Anlagenbetreiber aber an vielen Abrechnungs- und Tarifprodukten teilhaben, so der BSW-Solar. Die maximal zulässigen Entgelte steigen für Photovoltaik-Anlagen von 2 bis 15 Kilowatt um 30 Euro pro Jahr. Für Anlagen von 15 bis 25 Kilowatt steigen die Kosten demnach um 40 Euro, und für Anlagen von 25 bis 100 Kilowatt um 20 Euro pro Jahr an. Dazu kommen dann noch Kosten für Einbau und Betrieb einer Steuerungseinrichtung am Netzanschlusspunkt in Höhe von jährlich 50 Euro.
Weiterhin ist in dem Gesetz festgeschrieben, dass die Einspeiseleistung von neuen Photovoltaik-Anlagen auf 60 Prozent beschränkt wird, solange sie nicht über ein intelligentes Messsystem verfügen. Die Regelung gilt für alle Photovoltaik-Anlagen unter 100 Kilowatt Leistung, die nicht in der Direktvermarktung sind. Ausgenommen seien Stecker-Solar-Geräte.
Der BSW-Solar betont, dass sich die 60 Prozent nur auf die Einspeiseleistung, nicht auf die Einspeisemenge beziehen. In Kombination der Anlagen mit einem Photovoltaik-Speicher sieht der Verband auch hier mehrheitlich „keine nennenswerten Nachteile“ für die Betreiber. In Fällen von Volleinspeiseanlagen führe die Kappung allerdings zu Abregelungs- und damit Rentabilitätsverlusten im unteren einstelligen Prozentbereich. Der BSW-Solar kommt für Photovoltaik-Anlagen mit Ost-West-Ausrichtung auf maximal ein Prozent und bei Südausrichtung auf neun Prozent Verlust. Die Installation eines Batteriespeichers mit gesteuerter Eigenverbrauchsnutzung könne dies jedoch kompensieren, heißt es mit Verweis auf Simulationen der Hochschule für Technik und Wirtschaft Berlin weiter.
Bezüglich einer flexibleren Fahrweise der Speicher sind in dem Gesetz ebenfalls Nachbesserungen enthalten. So sei es künftig erlaubt, diese zum Zwischenspeichern von Netzstrom zu nutzen und damit netz- und systemdienlicher zu betreiben. Für Photovoltaik-Heimspeicher gebe es eine Pauschaloption und für größere Speicher eine Abgrenzungsoption. Beide dienten dazu, förderfähige Solarstrommengen im Speicher von nicht förderfähigem Graustrom aus dem Netz abzugrenzen. Voraussetzung für die praktische Anwendung ist eine noch zu formulierende Festlegung der Bundesnetzagentur. Zudem müssen die Anlagen in der Direktvermarktung betrieben werden, wie der BSW-Solar betonte.
Nicht vom Verband erwähnt, aber ebenfalls in dem Gesetz enthalten ist die Möglichkeit der Überbauung von Netzanschlüssen. Dies bedeutet, dass etwa Photovoltaik-Anlagen und Speicher künftig an einem Netzanschlusspunkt angeschlossen werden können, auch wenn die Leistung nicht auf die Einspeisung beider Anlagen ausgelegt ist. Dies begrüßte der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne), der die Umsetzung von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen als positiven Punkt bewertet. „Wir gehen davon aus, dass mit flexiblen Netzanschlussverträgen die häufigen Streitereien um Netzverknüpfungspunkte weniger werden – eine sehr gute Entwicklung für Erneuerbare-Energie-Anlagen und Speicher”, sagte Geschäftsführer Robert Busch.
Der Bundesverband des Solarhandwerks (BDSH) begrüßt einige Punkte, die in dem Gesetzespaket verankert sind. So etwa, dass innerhalb der kommenden 24 Monate alle neuen Photovoltaik-Anlagen ab sieben Kilowatt Leistung mit einem Smart Meter ausgestattet sein sollen. „Diese Regelung ist überfällig, um PV-Systeme netzdienlich betreiben zu können“, kommentierte Torben Brodersen, Geschäftsführer des BDSH. Beim Energy-Sharing sieht er dagegen eine verpasste Chance, die bestehenden Regelungen zu konkretisieren und Rahmenbedingungen so anzupassen, um das Potenzial dieses Geschäftsmodells zu heben. Sein Fazit daher: „Die Novelle ist ein guter weiterer Schritt im Sinne einer netzdienlichen Integration von PV-Systemen. Aber es blieben noch einige zentrale Fragen in der Praxis ungeklärt.“ Der BDSH forderte daher auch von einer neuen Bundesregierung direkt nach Amtsantritt, „einen größeren Wurf“ vorzulegen.
Dieser Inhalt ist urheberrechtlich geschützt und darf nicht kopiert werden. Wenn Sie mit uns kooperieren und Inhalte von uns teilweise nutzen wollen, nehmen Sie bitte Kontakt auf: redaktion@pv-magazine.com.
ab welcher Speichergröße oder Ertrag ist denn eine Abgrenzungsoption sinnvoll? Wird hierdurch die 14a Speicherladung oder die Autarkie eingeschränkt?
ab 2026 wird die Pauschaloption sehr spannend. Eine Beispielrechnung wie mit Hilfe der Direktvermarktung und Speicher eine Verschiebung die Einnahmen vergrößert werden findest du hier https://www.linkedin.com/posts/christianchudoba_solarspitzen-energiegesetz-direktvermarktung-activity-7291040071690981376-2Mxu?utm_source=share&utm_medium=member_desktop
Ab wann soll dieses Gesetz gelten? Dazu wird im Artikel nichts gesagt.
Gilt das auch für Altanlagen? Ab wann für Neuanlagen?
Nach Verabschiedung in ca. 2-4 Wochen. Ab dem Datum für jede Neuanlage
Altanlagen sind nicht betroffen. Dürfen aber mit eintreten in die Regelung und bekommen dann 0,6 ct/kWh mehr auf ihre aktuelle Einspeisevergütung
„ So sollen EEG-Anlagen in Zeiten negativer Börsenstrompreise keine Förderung mehr erhalten, wobei die Stunden nach dem Ende der 20-jährigen Förderdauer angehängt werden sollen.“
—> wie werden die Stunden „angehängt“? 24/7 bis die Stunden „verbraucht“ sind? Werden Anlagen dann nachts vergütet, wenn sie 0 kWh erzeugen? Gekappt werden ja die Stunden in denen der meiste Strom erzeugt wird. Wie wird im Nachgang sichergestellt, dass hier nachträglich fair kompensiert wird?
Finde ich auch fragwürdig. Auch ist die Anlage nach 20 Jahren nicht mehr so effizient wie am Anfang.
MMn müsste für ne jede 15min nicht Vergütung, mindestens eine Woche Vergütung hinten dran gehängt werden. Und falls das Ende in den Winter fällt mindestens drei Wochen pro 15min dran hängen.
Aber naja, ist wohl nichts zu erwarten. Dieser BSW scheint uns ja richtig in die scheisse reißen. Dieses gefasel von wegen „mit einem Speicher kann das kompensiert werden“. Haben die auch nur einmal daran gedacht, dass so ein Speicher auch angeschafft und gesteuert werden muss. Und dann hält der vsl keine 20 Jahre. Also totaler Quatsch.
Ich würd jetzt erstmal sagen: garnicht???
Das würde mich auch interessieren.
Wenn die Anlage immer zur „besten Zeit“ keine Vergütung erhält, weil der Stormpreis dann ins Negative fällt, die Laufzeit der EEG-Vergütung nach 20 Jahren aber immer zum Jahreswechsel endet, würde die „gutgeschriebene“ Zeit ja ab 01. Januar angehangen, wo die Einspeiseleistung tendenziell gering ist.
Hier würde man, wie ich das Verstehe, auf jeden Fall Verluste haben.
Lieber Chris,
„ein Blick ins Gesetz erleichtert die Rechtsfindung“ ist der passende Spruch unter Juristen. Aber dafür sind Einige wohl zu bequem. Schauen Sie in die Begründung zum https://dserver.bundestag.de/btd/20/147/2014705.pdf, dort ist der Mechanismus des 51a EEG erklärt.
Spoiler: nein, es werden nicht nur die Stunden drangehängt sondern es wird berücksichtigt, dass die Verlängerung gerade bei PV erstmal in der ertragsschwachen Winterzeit liegen würde.
Negative Strompreise traten 2024 in 457 von 8.784 Stunden auf (2023: 301 von 8.760 Stunden)
in diesen Monaten am häufigsten
1. Dezember 18, 3 % (aufgrund der Windenergie)
2. Mai 14,3 %
3. März 11,2 %
4. Januar, Februar und April 8 – 9 %
Kleine Berechnung:
457 Stunden im Jahr sind über 20 Jahre gerechnet 9140 Stunden. Das entspricht ca 381 Tagen. Die Vergütung wird praktisch um 1 Jahr und 16 Tage verlängert.
Selbst wenn man die negativen Strompreisstunden verdoppelt sind es 2-3 Jahr die an die Vergütung drangehängt werden. Finde ich nicht sehr lang. Und man muss beachten, dass viele negative Strompreisstunden im Winter und dann auch noch teilweise nachts auftreten. Insgesamt ist das für Privathaushalte keine große Belastung. Besonders weil sich eine PV Anlage hauptsächlich durch den Eigenverbrauch amortisiert (kein teurer Netzstrom mehr) und nicht mehr über die Einspeisevergütung.
@Tuchert
Nach dem Bundestag geht es in den Bundesrat. Hier ist der nächste Termin der 14.02. Dann geht es zum Bundespräsidenten und dann wird es im Bundesgesetzblatt veröffentlicht. Ab dann ist es gültig.
Da das Gesetz überfällig ist, warum sollte man noch eine Übergangsfrist machen?
@Chris
Nehmen wir mal an, es sind 4 Stunden (z.B. zw. 11-15 Uhr) mit negativem Strompreis.
Wenn man z.B. 4 Stunden anhängt, dann hängt man die an. Wenn Sie nun einen Speicher beschaffen, der während der 4 Studen auflädt, dann kriegen Sie 4 Stunden Einspeiseverfügung am Ende dazu. Klingt für mich fair, sonst zahlt ja der Steuerzahler doppelt. Einmal für eine Einspeisevergütung, zw. 11-15 Uhr, die niemand braucht (da Preis negativ) und noch für die Kompensationszahlung von Abschaltung bisheriger EEG-Anlagen.
Weil der Batterie Speicher kostet und die Abnutzung enorm ist.
Außerdem ist es für die kleinen privaten Speicher sehr schwer dieses Management zu machen. Am Ende darf man den Speicher vormittags nicht laden um genug Reserve für den MittagsPeak zu haben, dann kommt aber lokal plötzlich ein Schauer und es reicht Mittags nicht um den Akku zu laden. Nachts wird der Strom wegen Flaute plötzlich teuer und man zahlt drauf.
Das Gesetz war in der Form auch nicht überfällig. Ein Gesetz war die Netzbetreiber zwingen würde schneller und besser auszubauen oder gar die Installation von Großspeichern fördern würde würde viel mehr helfen. Als Übergangslösung würde auch helfen wenn Erzeuger (z.B. Biomasse) neuerdings geregelt werden würden, die könnten die Erzeugung nämlich ohne Probleme verschieben.
Also unterm Strich: der kleine Mann/die kleine Frau werden durch das Gesetz gegängelt. Wirklich helfen wird es nur ein paar großen konventionellen Kraftwerken. Die Energiewende wird damit abgewürgt.
Man kann nur hoffen, dass die Menschen weiter und noch mehr BKW installieren und auf die dortigen Limitierungen pfeifen.
Wir brauchen viel(!!) mehr Sonnenstrom. Es ist die Aufgabe der Politik das in die Bahnen zu lenken, nicht es abzuwürgen!
Hallo Christian,
danke für die Info zum nächsten Bundesrat-Termin am 14.2.2025.
Da stellt sich für mich die Frage, ob das Gesetz vielleicht nicht rückwirkend (bspw. Ab dem 01.01.2025) gelten könnte, weil es das bei mancher EEG-Gesetzgebung auch schon gegeben hat. Was wäre da rechtlich zur Gesetzgebung „in die Vergangenheit“ seitens der Politik überhaupt möglich?
Danke schonmals im Voraus.
@Tim
Sehe ich genauso! Wieder können die Netzbetreiber kleine Anlagen ab 2 KWp herunterregeln und die Anlagenbetreiber zahlen die Zeche! Und was machen die Netzbetreiber zur Ertüchtigung ihrer regionalen Netze im Nieder- und Mittelspannungsbereich. Auch hier hatten sie seit Jahren die Möglichkeit zu investieren und zu modernisieren ?! Hier ist das Geld anscheinend in der Lobbyarbeit besser aufgehoben. So gelingt keine mehrheitlich akzeptierte Energiewende. Dauerhaft darf ich mehrere KW (z. B. 8 KW) aus dem Netz ziehen. Aber wenn ich
maximal 8 KW ins Netz drücke, haben sie zeitweise Probleme. Wo bleiben die seit Jahren ausstehenden regionalen Netzertüchtigungen und Modernisierungen. An den Gewinnen kann es nicht gelegen haben
Für die EEG Änderungen steht in dem verabschiedeten Gesetz
https://dserver.bundestag.de/btd/20/147/2014773.pdf
wirklich:
„(2) Artikel 3 tritt mit Wirkung vom 1. Januar „2025 in Kraft.“
Und im Artikel 3 stehen die EEG Änderungen. Das scheint also wirklich rückwirkend in Kraft treten zu sollen.
Ich hatte es so gelesen, dass sich das auf die Umstellung auf Viertelstunden-Kontrakte bezieht. Bin mir aber auch nicht 100 Prozent sicher.
Wieder eine brisante Konstelation, wo es heißt FDP, AfD, BSW und „Die Linke“ stimmten gegen das Gesetz. Interessant wäre zu wissen, was FDP, BSW und Linke dazu bewogen hat. Bei der AfD weiß man , dass die grundsätzlich gegen die Energiewende sind. Bei den drei anderen erweckt das nun den Eindruck, als würden die auch gerne alle Windräder abreißen, trauen es sich nur nicht so laut zu sagen wie die AfD das tut.. Wenn sie sich mangels Durchblick in der Sache, enthalten hätten , würde ich das noch verstehen. Nun müssen sie sich gegen den Vorwurf erwehren mit der AfD gemeinsame Sache zu machen.
Bin gespannt, wie die einschlägigen Medien reagieren.
Ich bin wirklich enttäuscht, dass Habeck auf diese Kohle-Lobby-Verein „BSW“ reingefallen ist.
Bundesverband Solarwirtschaft
„Der Bundesverband Solarwirtschaft e. V. (BSW) ist eine Interessengemeinschaft von über 1.100 Unternehmen der Solartechnik aus den Bereichen Produktion, Handel und Handwerk mit Sitz in Berlin.
Der Verband unterstützt seine Mitglieder bei Rechtsfragen, informiert über Förderprogramme und setzt sich für die Schaffung und Sicherung geeigneter politischer Rahmenbedingungen ein. Ziel ist die schnelle Markteinführung von Solarenergie in den Bereichen Strom und Wärme sowie deren schnellstmögliche Wettbewerbsfähigkeit mit anderen, vor allem fossilen Energieträgern.
Nach eigenen Angaben versucht der Verband, für ein positives Unternehmens- und Branchenimage zu sorgen und möchte seinen Mitgliedern Marktvorteile durch Wissensvorsprung verschaffen. Hierzu stellt er regelmäßig Publikationen über interne Marktdaten, Betriebsinformationen, Studien- und Vertriebsempfehlungen bereit. Jährlich erscheinen etwa 1000 Publikationen des Verbandes.“
@Christian
Zu den 4 Stunden:
Habe ich es richtig verstanden, dass diese 4 Stunden exakt an das Ende der 20 jährigen Laufzeit angehangen werden.?
Beispiel:
Wenn meine EEG Vergütung am 31.12.46 um 23:59 Uhr ausläuft, verlängert sich der Zeitraum bis zum 01.01.47, 0 bis 4 Uhr?
Gruß
Nein leider ist das von allen falsch beschrieben. Die Menge wird wie eine Art gaussche Glocke betrachtet. Bei 1000 negativen viertel Stunden erhält man dann mit dem Faktor 0,5 diese Menge nach 20 Jahren vergütet.
Ich selber habe es noch nicht ganz verstanden. Dadurch fallen bei leider einige PV Projekte weg und der Fokus geht doch wieder mehr auf Immobilien, da wir ab 2030 mit netzentgelten als Grundpreis ähnlich wie Spanien Italien rechnen, kann auch mit Mieterstrom nicht kalkuliert werden.
VG
Ein Freund
Die offizielle Veröffentlichung auf netztransparenz.de:
„Anzahl der Stunden nach § 51a (3) EEG 2021
Gesetzestext § 51a (3) EEG 2023:
„Die Übertragungsnetzbetreiber müssen jeweils bis zum 31. Januar eines Kalenderjahres auf einer gemeinsamen Internetseite folgende Informationen veröffentlichen:
1. die Anzahl der Stunden, in denen sich der anzulegende Wert jeweils
nach Maßgabe des § 51 Absatz 1 und
nach Maßgabe des § 51 Absatz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der am 31. Dezember 2022 geltenden Fassung im Vorjahr auf null verringert hat, und
2. ab dem Jahr 2041 die Anzahl der Stunden, in denen sich der anzulegende Wert jeweils
nach Maßgabe des § 51 Absatz 1 und
nach Maßgabe des § 51 Absatz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der am 31. Dezember 2022 geltenden Fassung
in den vorangegangenen 20 Jahren auf null verringert hat, und die auf den nächsten vollen Kalendertag aufgerundete Anzahl dieser Stunden.“
Veröffentlichung nach § 51a (3) Nr. 1a EEG 2023:
Für das Jahr 2023 260 Stunden,
für das Jahr 2024 425 Stunden.
Veröffentlichung nach § 51a (3) Nr. 1b EEG 2023:
Für das Jahr 2021 117 Stunden,
für das Jahr 2022 59 Stunden,
für das Jahr 2023 260 Stunden
für das Jahr 2024 389 Stunden. “
bei 10ct/kWh sind das bisher je Jahr (seit 2021) und kWp zwischen 6 und 40 Euro weniger an Einspeisevergütung (für ca. 20 Jahre und teils im 21. Jahr, oder darüberhinaus je nach Inbetriebnahmemonat und Gesamtzahl der Stunden negativer Börsenstrompreise)
„„§ 51a
Verlängerung des Vergütungszeitraums bei nega-
tiven Preisen
(1) Für Strom aus Anlagen, für den sich der
anzulegende Wert nach Maßgabe des § 51 verrin-
gert, verlängert sich der Vergütungszeitraum um
die Anzahl der Viertelstunden, in denen sich der
anzulegende Wert nach Maßgabe des § 51 Ab-
satz 1 im Jahr der Inbetriebnahme und in den da-
rauffolgenden 19 Kalenderjahren auf null verrin-
gert hat. Die nach Satz 1 ermittelte Anzahl an
Viertelstunden wird aufgerundet auf den nächsten
vollen Kalendertag.
(2) Für Strom aus Solaranlagen, für den
sich der anzulegende Wert nach Maßgabe des
§ 51 verringert, wird die Anzahl der Viertelstun-
den, um die sich der Vergütungszeitraum nach
Absatz 1 Satz 1 verlängern würde, mit dem Faktor
0,5 multipliziert und das Ergebnis wird auf die
nächste volle Viertelstunde aufgerundet (Volllast-
viertelstunden). Die Anzahl der Volllastviertel-
stunden entspricht einem Zeitkontingent, um das
der Vergütungszeitraum verlängert wird. Dabei
entsprechen die Monate des Jahres jeweils der fol-
genden Anzahl an Volllastviertelstunden:
1. 87 für den Monat Januar,
2. 189 für den Monat Februar,
3. 340 für den Monat März,
4. 442 für den Monat April,
5. 490 für den Monat Mai,
6. 508 für den Monat Juni,
7. 498 für den Monat Juli,
8. 453 für den Monat August,
9. 371 für den Monat September,
10. 231 für den Monat Oktober,
11. 118 für den Monat November und
12. 73 für den Monat Dezember.
Endet der ursprüngliche Vergütungszeitraum der
Solaranlage untermonatlich, entsprechen die für
die verbleibenden Tage dieses Monats anzulegen-
den Volllastviertelstunden dem Quotienten aus
den nach Ende des Vergütungszeitraums verblei-
benden Tagen des Monats und der Gesamtanzahl
der Tage dieses Monats, multipliziert mit den
Volllastviertelstunden dieses Monats nach Satz 3.
Der Vergütungszeitraum verlängert sich um einen
Zeitraum, der sich gegebenenfalls über mehrere
aufeinanderfolgende Monate erstreckt, bis das
nach Satz 1 errechnete Zeitkontingent an auszu-
gleichenden Volllastviertelstunden aufgebraucht
ist. Der Vergütungszeitraum verlängert sich bis
zum Ende des Monats, auf den die letzte auszu-
gleichende Volllastviertelstunde entfällt.“
weiteres dazu im §51a …
Am 23.2.2025 wird sich alles ändern.
Die Grantieabnahme wird fallen.
Wieso? Weil dann evtl. die Partei des Hauptsolarbundesland Bayern mitregiert? Eher unwahrscheinlich. Inzwischen sind auch die großen Player dabei Freilandanlagen zu bauen. Und die funktionieren bis auf Ausnahmen nur mit fester Vergütung.
So wirkt das Gift der fossilen Lobby, PV wird heute abgewürgt, Wind dann wieder „morgen“ ( NRW stoppt Windprojekte)!
Der fossilen Lobby geht‘s ans Eingemachte, das die CDUFDPSPD ins gleiche Horn stoßen, schon klar, aber jetzt auch die Grünen !
Die verbleibende fossilen Anteile (<50%) sind in 100% EE zu integrieren, und somit Flexibilitäten dort zu fordern!
Deren Kosten sind zu erhöhen, nicht die der PV künstlich nach oben zu treiben.
Und parallel halten die Verteilnetzbetreiber kräftig die Hand auf, im Einklang mit den Energiekonzernen.
Ich verstehe diese ganze Aufregung nicht. Zu Zeiten wo nicht vergütet wird, speist unsere Anlage gar nicht ins öffentliche Netz ein, weil zu der Zeit zwei E-Autos , und ein 30 kWh Speicher bedient werden. Wenn ich das dann auch noch an die zwanzig Jahre dran gehängt bekommen , stelle ich erfreut fest, dass ich seit 1992 dem Beginn des Strom Eisspeisegesetzes, schon weitaus größere „Grausamkeiten“ gegen die Energiewende erlebt habe.
Wie schön, dass sie den Platz und das nötige Kleingeld haben, um sich zwei E-Autos und einen 30kWh Speicher leisten zu können (inkl. entsprechend dimensionierter PV Anlage). Und dass Sie eben jene Autos tagsüber nicht benötigen, um zur Arbeit zu pendeln (Home Office, Rente?). Nur genau dann sind die Börsenpreise in den Sommermonaten negativ. Also Glückwunsch, dass Sie zu den Privilegierten zählen und demnach überhaupt nicht von den Regelungen betroffen sind. Vielleicht beschäftigen Sie sich ab und zu aber auch mal mit der Lebensrealität der Mehrheit der Menschen hier im Land, um die Kritik nachvollziehen zu können.
@ F Pohl
Vor diesem Hintergrund haben Sie ja Recht. Ich habe halt in den letzten 30 Jahren schon so viele, weitaus „größere“.. Steine, auf dem Energiewendeweg Weg erlebt, da fällt einem das, was Sie erwähnen gar nicht mehr als Hindernis auf. Zumal es ja auch noch die Balkonkraftwerke gibt, die doch einigermaßen ungeschoren über die Runden gekommen sind, wenn ich recht informiert bin.
Balkonanlagen sollen ja auch unvergütet den Überschussstrom in die Verteilnetze weiter einspeisen und dazu ist die Anzahl der Bürgerinnen und Bürger mit Kleineinspeiseanlagen doch erkennbar groß geworden.
Allerdings vergleichen Sie dabei auch Investitionsummen im Verhältnis von vielleicht 1:50, wenn man eine ‚Balkonsolaranlage mit Batteriespeicher‘ bei etwa 750-1500 Euro einordnet.
„unvergütet“ ist wohl falsch, denn auch wenn die Nachrüstung mit neuen Messeinrichtungen verzögert sein kann, wird ein Rückwärtsdrehen der mechanischen Stromzähler geduldet.
Hallo PV-Profis, wir sind hier gerade maximal irritiert. Habe mit das Gesetzt einmal auf Bundestag.de durchgelesen. Da steht wirklich drin, dass die EEG Änderungen ab 01.01.25, also rückwirkend! gelten sollen. Wir haben vor zwei Wochen eine gewerbliche Dach-PV mit Volleinspeisung in Betrieb genommen, auch weil die EEG Vergütung ja zum 01.02. wieder gesunken ist. Die können doch nicht rückwirkend gesetzliche Rahmenbedingungen ändern, da hat der BGH doch schon drüber geurteilt. Ist jemand hier in der gleichen Situation?
@Joachim Scheumer
Eine gewerbliche PV Anlage mit Volleinspeisung ? Wer hat Ihnen denn dazu geraten ?
Lesen Sie dazu meinen obigen Kommentar.
das Inbetriebsetzungsdatum ist nicht ausschlaggebend für die Vergütung sondern die vergütungstechnische Inbetriebnahme, also das DC-seitige Anschliessen der Module an den WR, die sogenannte Betriebsbreitschaft, wenn sie den DC seitigen Anschluss schon letztes Jahr gemacht haben, gilt dieses Datum als IB, ausserdem wird per neuem Gesetz die Vergütung um 0,6c erhöht und die nicht vergütete Zeit angehängt und zwar werden Erzeugungstunden angehängt und nicht einfach irgendwelche Stunden, zusätzlich wird der Speicherausbau die negativen Stunden absenken, sollte ihr IB Datum in diesem Jahr liegen werden sie von der Mehrvergütung profitieren und eine höhere Rendite erzielen als vorher
Wie in Artikel 9 des Gesetzentwurfs zu lesen ist, tritt nur Artikel 3 zum 01.01.25 rückwirkend in Kraft. Der Rest müsste meiner Meinung nach erst nach Verkündigung in Kraft treten. In Artikel 3 geht es, wie Frau Enkhardt richtig geschrieben hat, um die Änderungen hinsichtlich viertelstündlicher Erfassung der Erzeugung.
Ist schon beachtlich, welcher Aufschrei durch die Community geht, aufgrund der zu erwartenden oder auch beschlossenen Gesetzesänderung!
Hans Diehl; diesesmal nicht betroffen! OK.
Werktätige, Pendler fürchten um Ihre Einnahmen!
Abgeregelte PV-Ertragszeiten werden angehängt!
Hoffentlich nicht im ertragsschwachen Winter oder Nachts!
Gehts noch? Um vieviel Geld geht es denn wirklich?
Wo bleibt die Diskussion um die mögliche Modifikation der Steuerung der WR, die eine Beladung des Batteriespeichers in die Nachmittagszeit verschieben könnten?
Wird mein Solateur sich wg. einem Softwareupdate bei mir unaufgefordert melden?
Ist mein Netzbetreiber Willens und in der Lage mir die Änderungen und deren vorraussichtlichen Auswirkungen aktiv mitzuteilen?
Für mich ist die Gesetzesänderung nur eine logische Folgerung des Erfolges des EEGs.
Steuerung der Energieproduktion in Abhängigkeit des Verbrauches!
Eine unbeschränkte Einspeisung, wie in den Anfängen der Erneuerbaren in 2010 darf Niemand erwarten.
Hoffentlich werden auch für die anderen Energielieferanten ähnliche Einschränkungen veranlasst.
Wie so oft:
Während man in den Verteilnetzen (mit Maßgabe des Börsenstrompreises) die Regelung bis auf 2kWp Anlagen (gleichzeitige Erhöhung der möglichen Gebühren für Messstellen und nachteilige Regelung nach etwa 21 Jahren CO2-freien Strombeitrag, Unsicherheiten in der Höhe der Netzentgelte – je Einspeiseregion, dazu erhöhter Verwaltungsaufwand mit Berechnung der nachgelagerten Einspeisezeiten und Entwertung der Einspeisevergütung in über 20 Jahren) in die ‚treuen‘ Hände der Verteilnetzbetreiber (und Übertragungsnetzbetreiber?) gibt (welche die Anschlussleistungen auch genehmigt haben, für die maßgeblichen Leistungsmengen) und damit 2kWp und 100kWp Anlagen in eine Regelung verpresst, hat man bei der Förderung der Wasserstoff-Vorhaben und Großflächenanlagen über Jahre (mit Ausbauanspruch) scheinbar ‚mit Expertise‘ übersehen, daß dort ein erheblicher Aufwand für Netzkompensationsanlagen, Zwischenspeicherung, Netzertüchtigung und Datenanalyse bestünde(?)
Also ’normalen‘ Stromkundinnen und Stromkunden, Wählerinnen und Wählern, welche mit CO2-reduzierter Stromerzeugung einen Beitrag zur Erreichung der angepriesenen Ziele geben wollen, dabei den Vorwurf zu machen, diese Kleinanlagen würden sich nicht geeignet an den dynamischen Expertenmarkt anpassen oder dabei zu wenig investieren (also, PV-Anlage, Batterie-Zwischenspeicherung, Wohnungsanierung, Wärmepumpe, Elektroauto, Bio-Lebensmittel, Klimarettung weltweit, Ausbau der öffentlichen Verkehrsmittel und Infrastruktur auch bei/von 2kWp-Anlagen), das halte ich für unangemessen und arrogant (auch angesichts der Gewinne der Netzbetreiber und Stromversorgungsunternehmen, auch während der ‚Krisenzeiten‘).
nur eine Meinung, zur allgemeinen Kostensteigerung
(wir können alles, außer preiswert: Deutschland)?
Du kannst den Speicher natürlich statt morgens erst zum Mittag voll machen. Aber dann gehst du automatisch das Risiko ein ihn ggfs doch nicht mehr voll zu bekommen, falls bei dir lokal mal was is. Und dann stehst du nachts ohne eigenen Strom da und darfst über teuer einkaufen.
Also wenn man das so tun soll, dann sollte man dafür einen Anreiz bekommen. Z.B. sollte die Vergütung dann vormittags 30c betragen.
Das Gesetz zielt eigentlich nur darauf ab den PV Ausbau zu verlangsamen. Mehr wird dadurch ja gar nicht erreicht.
§51 sah ja bisher vor, dass für Anlagen <400 kWp der anzulegende Wert bei negativen Spotmarktpreisen *nicht* auf 0 geht. Die Grenze wird auf <100 kWp gesenkt … und das gilt dann aber für alle Anlagen, nicht nur für neue, richtig?
Wobei ich schon mit dem aktuellen Gesetzt nicht verstehe, was das heißt. Der anzulegende Wert bestimmt sich doch aus der Anlagengröße und ist konstant.
Das bei negativem Bösenstrompreis nichts mehr bezahlt wird, ist das Eine.
Warum nicht bei hohem Börsenstrompreis das Doppelte / Dreifache zahlen?
Eine Art Direktvermarktung light. Diesmal aber gesteuert durch den lokalen Netzbetreiber.
Selbst wenn die Niederspannungsebene ohne Meßtechnik ist, aber die Übergabepunkte zu den Nachbarnetzen sind bereits mit Meßtechnik versehen.
In Zusammenhang mit dynamischen Netzentgelten könnte das System eine Aufstockung der Kapazität der privaten Batterien finanzieren.
Zudem kann eine Umschaltung begrenzt auf ein lokales, kleines Netz dafür genutzt werden, die Informationen aus dem Redispatch mit einfließen zu lassen.
Ich baue gerade eine 265 kwp Anlage auf einem Ost/West Dach und kann keinen Strom selbst verbrauchen. Durch die Gesetzesänderung habe ich ca. 20 % weniger Erträge, da ich ja keine Vergütung bei negativem Strompreis bekomme. Was empfehlt ihr mir ? Speicher ? PPA ? Vom Kaufvertrag zurücktreten (Strafe 30.000 €) ?
Wie kommst Du denn darauf, dass Du 20% niedrigere Erträge haben wirst? Bei aktueller Lage wirst Du keine 10% verlieren.
Es brauchte dringend ein Gesetz, dass auch kleine PV-Anagen dazu zwingt, einen Beitrag zur Netzstabilisierung zu leisten. Die Fernsteuerung und bei Anlagen unter 7 kWp die 60% Kappung sind geeignete und angemessene Maßnahmen.
Bei der Kappung der Einspeisevergütung auf 0 in Zeiten negativer Strompreise kann man die neue Regelung aber durchaus kritisch sehen. Warum sollen deutsche PV-Anlagenbetreiber darunter leiden, dass französische AKWs bei viel EE-Angebot nicht schnell genug abregeln können, so das dann negative Preise entstehen? Eine Kappung der EE-Einspeisevergütung finde ich nur für die Zeiten angemessen, in denen mehr EE-Strom erzeugt wird, als zeitgleich an Last (inkl der Stromaufnahme durch Speicher) anliegt. Wenn das Überangebot durch konventionelle Kraftwerke verursacht wird, dann sollen die das alleine bezahlen.
Einen Speicher würde ich Dir nicht empfehlen, weil der ja nur extrem selten ausgelastet würde. Trotz niedrigsten Speicherkosten wäre das nicht rentabel.