EnWG-/EEG-Novelle zu PV-Einspeisespitzen beschlossen

14. Februar 2025

Die Bundestagsfraktionen von SPD, Bündnis 90/Die Grünen sowie der CDU/CSU haben sich vor dem Ende der Legislatur auf eine weitere Novelle des EnWG/EEG einigen können – wenn auch in reduziertem Rahmen. Das Gesetzespaket wurde neben zahlreichen anderen Energiegesetzen am 31. Januar im Bundestag und am 14. Februar 2025 im Bundesrat beschlossen. Im Folgenden finden Sie die wichtigsten Neuerungen:

Neuerungen im Rahmen des Smart-Meter-Rollouts

Die größte Neuerung im Rahmen des Messstellenbetriebsgesetz ist der Wechsel vom Smart-Meter-Rollout zum Smart-Grid-Rollout. D.h. zukünftig sollen nicht nur intelligente Messsysteme, sondern auch Steuerungseinrichtungen installiert werden. Hierfür werden die jährlich zu zahlenden Entgelte für diese technischen Geräte erhöht. Für kleine Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) zwischen 2 kW und 15 kW installierter Leistung steigen die maximal zulässigen Gebühren um 30 € pro Jahr. Für EE-Anlagen zwischen 15 kW bis 25 kW erhöhen sich die Kosten um 40 € und für EE-Anlagen zwischen 25 kW und 100 kW um 20 € pro Jahr. Zusätzlich fallen jährliche Kosten von 50 € für die Installation und den Betrieb einer Steuerungseinrichtung am Netzanschlusspunkt an.

Neuerungen für EE-Anlagen

In § 17 EnWG-E, §§ 8 Abs. 2, 8a EEG-E finden sich die Neuregelungen für das „cable pooling“ und flexible Netzanschlussvereinbarungen. D.h. der Gesetzgeber ermöglicht Anlagenbetreibern damit, dass sie für eine neue EE-Anlage und/oder Speicher einen Netzverknüpfungspunkt nutzen können, an dem bereits eine EE-Anlage und/oder Speicher angeschlossen ist. Die angeschlossene installierte Leistung übersteigt damit die Netzanschlussleistung (sog. „Überbauung“) und hierfür ist der Abschluss einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung gemäß § 8a EEG-E notwendig.

Des Weiteren wird die Direktvermarktung entbürokratisiert und vereinfacht. So sollen Netzbetreiber zukünftig Anschlussbegehrenden innerhalb von vier Wochen die Marktlokations-Identifikationsnummer (MaLo-ID) mitteilen müssen (§ 8b EEG-E). Die Nummer ist zum Beispiel für die Teilnahme an der Direktvermarktung notwendig.

Neue EE- und KWK-Anlagen kleiner 100 kW installierter Leistung, bei denen noch keine intelligenten Messsystem und Steuereinrichtungen verbaut wurden und die eine Einspeisevergütung bzw. einen Mieterstromzuschlag erhalten, sollen am Netzverknüpfungspunkt die Wirkleistungseinspeisung auf 60% der installierten Leistung (d.h. Einspeiseleistung, nicht Einspeisemenge) begrenzen (§ 9 Abs. 2 S. 1 Nr. 2b, 3 EEG-E). Hintergrund dieser Regelung ist als eine von einigen Maßnahmen, die PV-Einspeisespitzen ins Netz zu reduzieren und das Stromnetz damit zu entlasten. Insofern die Anlagen mit einem Speicher betrieben werden, sollten den Anlagenbetreibern durch die Reduzierung kaum Nachteile entstehen. Falls kein Speicher installiert ist, sollen die Begrenzung zu Abregelungs- und Wirtschaftlichkeitsverlusten von 1% (bei Photovoltaikanlagen mit Ost-West-Ausrichtung) bis 9% (bei Photovoltaikanlagen mit Südausrichtung) führen.

Die Nutzung von Speichern mit EE-Strom und Graustrom aus dem Netz soll weiter vereinfacht und flexibilisiert werden, wodurch diese aktiv am Strommarkt teilnehmen können (§§ 19 Abs. 3, 3a, 3b, 3c, 20 S. 2 EEG-E). Hierzu soll der Speicherbetreiber zukünftig aus drei Optionen wählen können: 1. Ausschließlichkeitsoption (§ 19 Abs. 3a EEG-E), 2. Abgrenzungsoption (§ 19 Abs. 3b EEG-E) und 3. Pauschaloption (§ 19 Abs. 3c EEG-E).

• In der Ausschließlichkeitsoption wird innerhalb eines Kalenderjahres in einem Speicher ausschließlich EE-Strom zwischengespeichert. Der zwischengespeicherte EE-Strom, der aus dem Speicher ins Netz eingespeist wird, kann Marktprämie oder Einspeisevergütung erhalten.
• In der Abgrenzungsoption wird ein Speicher sowohl mit EE-Strom als mit Graustrom aus dem Netz betrieben. Für einen bestimmten Anteil von zwischengespeicherten und ins Netz eingespeisten Strom kann der Speicherbetreiber in dieser Option Marktprämie in Anspruch nehmen.
• In der Pauschaloption werden PV-Anlagen und ein oder mehrere Stromspeicher gemeinsam betrieben. Für einen pauschalen Anteil von, in den PV-Anlagen und Stromspeichern erzeugten und ins Netz eingespeisten, Strommengen kann eine Marktprämie geltend gemacht werden. Hierzu soll der Strom hinter der Einspeisestelle ausschließlich in PV-Anlagen und Stromspeichern erzeugt werden. Zudem sollen alle PV-Anlagen und Stromspeicher von denselben Betreibern unterhalten werden und alle PV-Anlagen zusammen höchstens eine installierte Leistung von 30 kW haben. Der Anspruch auf eine Marktprämie soll auf eine Strommenge von bis zu 500 kWh pro Kalenderjahr je Kilowatt installierter Leistung der PV-Anlagen gedeckelt sein.
• Für die Abgrenzungs- und Pauschaloption ist noch eine Festlegung der Bundesnetzagentur notwendig und zusätzlich müssen die Anlagen direkt vermarktet werden.

Wie in den letzten Monaten schon viel diskutiert, verringert sich mit den Neuregelungen in § 51 EEG-E die finanzielle Förderung für Strom aus neuen Anlagen, der ab der ersten Viertelstunde negativer Börsenstrompreise und für die Zeit der negativen Preise ins öffentliche Netz eingespeist wird, auf null. Diese Regelung war schon durch das EEG 2023 für die erste negative Stunde ab 2027 vorgesehen und soll jetzt vorgezogen werden. Ausnahmen sieht das EEG für Anlagen unter 100 kWp für Zeiträume vor dem Ablauf des Kalenderjahres vor, in dem die Anlage mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wird, vor. Um die Wirtschaftlichkeit der PV-Anlagen nicht zu gefährden, soll das Gesetz den Kompensationsmechanismus in § 51a EEG-E verbessern. Die Viertelstunden, in denen der Anlagenbetreiber aufgrund von negativen Preisen keine Förderung erhalten hat, sollen an den Vergütungszeitraum wie folgt angehangen werden: gewichtet nach den durchschnittlichen Ertragspotenzialen der Anlagen, die sich von 87 Volllastviertelstunden im Januar bis zu 508 im Juni spannen. Für bestimmte Bestandsanlagen sollen die alten §§ 51, 51a Abs. 1 EEG 2023 fortgelten (§ 100 Absatz 46 EEG-E). Bestandsanlagen, die freiwillig in die neuen §§ 51, 51a EEG-E wechseln, erhalten eine Vergütungserhöhung von 0,6 ct/kWh (§ 100 Abs. 47 EEG-E). Eine detaillierte Erläuterung zum Kompensationsmechanismus finden Sie hier.

Netzbetreiber sollen durch § 52a EEG-E zukünftig die Möglichkeit erhalten, EE-Anlagen vom Netz zu trennen, wenn diese in erheblichem Maße gegen die Vorgaben zur Steuerbarkeit verstoßen.

Es mussten im Rahmen der Ausarbeitung der EnWG-/EEG-Novelle und den Verhandlungen zur Novelle, vor allem mit Blick auf die PV-Einspeisespitzen, fachlich und politisch schwierige Entscheidungen getroffen werden. Insbesondere das Vorziehen der Regelung zu den negativen Stunden schmerzt energiegenossenschaftliche Projekte wirtschaftlich. Positiv hervorzuhebenist, dass die Direktvermarktungsgrenze gesetzlich nicht einfach abgesenkt wurde, ohne dass dies in der Praxis funktioniert. So setzt die Novelle erste Grundsteine dafür, dass die Direktvermarktung ein massentaugliches Geschäftsfeld werden könnte und dadurch EE-Anlagen unter 100 kWp wirtschaftlich direkt vermarktet werden könnten. Hierzu halten wir Sie auf dem Laufenden.

Beim Thema Energy Sharing mussten die Bundesgeschäftsstelle Energiegenossenschaften und ihre rund 1.000 Energiegenossenschaften mit Bedauern feststellen, dass in dieser Novelle dazu keine Regelungen gesetzlich verankert wurden. Hier gilt es die fachliche und politische Arbeit zu Energy Sharing in der nächsten Legislatur fortzusetzen.