LONDON (IT BOLTWISE) – Die Bundesregierung hat im Kabinett eine EEG-Novelle beschlossen, die Privathaushalten bei neuen Photovoltaik-Anlagen ab 2027 einschneidende Vorgaben macht. Für Anlagen nach 2027 soll die Einspeiseleistung dauerhaft auf 50 Prozent der technisch möglichen Menge begrenzt werden. Zusätzlich fällt für neue PV-Projekte die bisherige feste Einspeisevergütung weg; statt einer 20-jährigen Förderung gibt es zunächst nur eine Übergangszahlung bis 2030. Der BDEW kritisiert die Drosselung als wenig zielführend, weil Speicherlösungen ohnehin häufig integriert werden.
Die EEG-Novelle, die laut Text der Bundesregierung im Kabinett beschlossen wurde, zielt auf eine grundlegende Neuausrichtung der Förderung für Solarstrom aus Privathaushalten. Im Zentrum der öffentlichen Diskussion steht zwar zunächst die Abschaffung der festen Einspeisevergütung für neue Anlagen: Wer eine Photovoltaikanlage nach 2027 installiert, soll demnach keine 20-jährige Förderung mehr erhalten, sondern zunächst nur eine Übergangszahlung bis 2030. Danach gilt: Haushalte müssen ihren Solarstrom zu Marktpreisen verkaufen. Für Technik und Wirtschaftlichkeit bedeutet das, dass sich der Betrieb stärker an Strompreisschwankungen und an der Frage ausrichtet, wie flexibel die eingespeisten Energiemengen im Tagesverlauf wirklich sind.
Mit einer zweiten Änderung kommt jedoch ein Detail hinzu, das in der Praxis den Spielraum für genau diese Flexibilisierung begrenzt: Das neue EEG sieht eine dauerhafte Drosselung der Einspeiseleistung für neue Solaranlagen vor. Konkret soll gelten, dass nach 2027 installierte Photovoltaik-Anlagen nur 50 Prozent der technisch möglichen Menge ins öffentliche Netz einspeisen dürfen – und zwar zu jeder Zeit. Die Kappung ist dabei nicht auf reine PV-Module beschränkt, sondern betrifft alle Anlagen, die am „Verknüpfungspunkt“ des Netzes angeschlossen sind. Das umfasst damit auch Heimspeicher und Elektroautos, die zwar technisch Strom zwischenspeichern oder zeitlich verschieben können, aber nicht in voller Leistung ins Netz gelangen sollen.
Genau an dieser Stelle entsteht die Irritation in der Energiebranche, weil das Timing der Einspeisung in vielen Geschäfts- und Betriebsmodellen bereits heute eine Rolle spielt. Der Gedanke ist technisch nachvollziehbar: Intelligente Steuerungen können Batteriespeicher und das Laden bzw. Entladen von Elektroautos so orchestrieren, dass Strom dann ins Netz geht, wenn die Erzeugung aus erneuerbaren Quellen im Verhältnis zum Bedarf geringer ist. So ließe sich zum Beispiel der Solarüberschuss am Mittag in Richtung Abend schieben, statt ihn in Zeitfenster zu drücken, in denen ohnehin viel Strom aus Erneuerbaren ins Netz strömt. Der Text beschreibt zudem das übergeordnete Ziel, die Verstromung aus teuren, fossilen Anlagen zu verringern und damit langfristig auch Strompreisdruck zu reduzieren.
Die Drosselung „rund um die Uhr“ kontert diese Logik jedoch, zumindest für neue Anlagen ab 2027. In der Darstellung wird argumentiert, dass die Netzüberlastung in der Regel nicht abends oder nachts auftritt, sondern eher in Phasen hoher Einspeisung aus Solarenergie. Genau dort – also außerhalb der Spitzenproduktion – könnten aber gesteuerte Heimspeicher und Elektroautos ihren gespeicherten Strom zeitversetzt abgeben. Wenn dann dennoch dauerhaft nur 50 Prozent der technisch möglichen Einspeiseleistung erlaubt sind, verliert die Verschiebung zumindest teilweise ihren wirtschaftlichen Wert. Der Text verknüpft das mit einer praktischen Konsequenz: Haushalte könnten weniger Erlöse erzielen, obwohl sie Strom aus eigener Erzeugung ohnehin zeitweise in der Batterie oder im Fahrzeug verfügbar hätten.
Auch das künftige Modell der Direktvermarktung ab 2030 spielt in dieser Argumentation eine Rolle. Die Direktvermarktung ist im Text als verpflichtende Linie beschrieben, bei der Eigentümer ihren erzeugten Strom künftig stärker am Markt absetzen. Wenn aber die tatsächliche Einspeisemenge gedeckelt wird, sinken in der Regel die potenziellen Erlöse – selbst dann, wenn die Vermarktung insgesamt stärker marktorientiert wird. Der Branchenverband BDEW lehnt die Regelung laut Stellungnahme in der EEG-Novelle deshalb ab. In der zitierten Formulierung heißt es: „Diese Begründung zielt auf ein Problem, das in der Realität nicht existiert. Bereits jetzt zeigen die aktuellen Zubauzahlen von PV-Installationen, dass sie nahezu immer mit Speicher realisiert werden.“ Damit, so die Kritik im Text, sollte die 50-Prozent-Kappung eher Haushalte treffen, die keinen Speicher besitzen und Strom nicht netzdienlich steuern können.
Wichtig ist dabei: Das Gesetz ist im beschriebenen Stand noch nicht final in Kraft, weil es laut Text noch vom Bundestag beschlossen werden muss. Gleichzeitig macht die Kombination aus zwei Weichenstellungen – erst Übergangsunterstützung statt fester 20-jähriger Vergütung und ab 2027 die Einspeise-Drossel – die Planungsrechnung für neue PV-Betreiber komplexer. Sollte die Novelle in dieser Form durchgehen, würden sich Investitionsentscheidungen vermutlich stärker danach richten, wie gut vorhandene oder nachrüstbare Speicher die verbleibende Einspeisemenge in kaufmännisch sinnvolle Zeitfenster bringen. Für den Markt bedeutet das auch: Betreiber und Systemhäuser müssten in der Projektierung noch genauer prüfen, wie der „Verknüpfungspunkt“ und die zugehörigen Komponenten die maximal zulässige Netzleistung faktisch begrenzen. Das trifft nicht nur klassische PV-Dachanlagen, sondern auch Konzepte, die Speicher und Mobilität eng mitdenken – und die ihr Wertversprechen bisher gerade über die flexible Abgabe von Energie begründen.
In der weiteren Entwicklung kommt hinzu, dass der Text für später bereits eine zusätzliche finanzielle Belastung in Aussicht stellt: Ab 2029 soll demnach eine neue Gebühr für PV-Anlagen eingeführt werden, die Erträge weiter schmälert. Dadurch verschiebt sich das Risiko für Eigentümer stärker auf die Frage, ob Einspeisung und Direktvermarktung die wirtschaftlichen Erwartungen auch dann erreichen, wenn die verfügbare Einspeisemenge rechnerisch gedeckelt wird. Gerade für Haushalte, die derzeit mit dem Gedanken spielen, eine PV-Anlage im eigenen Haushalt neu zu installieren, wird damit eine neue Priorität sichtbar: Nicht nur die Frage „Lohnt sich Solar rechnerisch?“ steht im Vordergrund, sondern auch „Wie gut lässt sich der erzeugte Strom innerhalb der technischen und regulatorischen Grenzen tatsächlich in marktfähige Zeitfenster bringen?“
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