Die Gesetzesentwürfe von Wirtschaftsministerin Katherina Reiche zum weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien wurden im Kabinett beschlossen. Das steht drin. Am Mittwoch hat das Bundeskabinett zwei wichtige Energiegesetze beschlossen, die den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland auf neue Beine stellen werden. Zum einen geht es um das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), das Ende des Jahres ausläuft und deshalb zum 1. Januar 2027 neu aufgesetzt werden musste. Das zweite Gesetz ist eine Novelle des Energiewirtschaftsrechts, das allerdings in diesem Zusammenhang als Netzanschlusspaket (NAP) bekannt ist. Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) sprach von einem "wichtigen Meilenstein" und einem "Paradigmenwechsel" bei der Energiewende. "Wir beenden das EEG als Rundumsorglospaket", so die Ministerin. Zur Kritik am Aus der Einspeisevergütung für kleinere PV-Anlagen sagte Reiche auf t-online-Nachfrage am Mittwoch: "Kleine PV-Anlagen kombiniert mit einer Batterie sind heute schon eine Investition, die sich nach wenigen Jahren lohnt, weil der Storm direkt genutzt werden kann, ohne dass Netzentgelte anfallen." Anbieter von Home-Energy-Systemen hätten signalisiert, dass sie schon jetzt ohne Förderung auskommen. Reiche weiter: "Eine Investition, die sich lohnt, sollte nicht auf Dauer von der Gesellschaft getragen werden oder von all jenen, die mit hohen Strompreisen zu kämpfen haben." Im EEG wird neu geregelt, wie erneuerbare Energien gefördert werden. Ziel der Novelle ist es, die Subventionen schrittweise zu reduzieren und die Erneuerbaren stärker in den Markt zu integrieren. Ziel des NAP ist es, den Ausbau der Stromnetze zu beschleunigen, zu digitalisieren und eine gezieltere regionale Steuerung zu ermöglichen. Was die Neuerungen im Detail bedeuten, wird im Folgenden ausführlich erklärt. Abschaffung der festen Einspeisevergütung für Solaranlagen Ab nächstem Jahr wird die feste Einspeisevergütung, oft auch Solarförderung genannt, für alle Photovoltaik-Anlagen grundsätzlich abgeschafft. Stattdessen muss der eingespeiste Solarstrom zu Marktbedingungen verkauft werden. Das nennt sich Direktvermarktung. Für Privathaushalte, die kleinere PV-Anlagen auf dem Dach installieren möchten, soll es aber eine Übergangsregelung geben, da die Direktvermarktungsmodelle in Deutschland noch nicht sehr weit verbreitet sind. Um dem Aufbau dieser Modelle und Prozesse Zeit zu geben, werden Solarbesitzer, die zwischen 2027 und 2030 eine Solaranlage installieren, in den ersten 36 Monaten eine Übergangs-Einspeisevergütung bekommen. Diese orientiert sich an der bisher gesetzlich festgeschriebenen Höhe, wird aber um 1 Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh) reduziert. Das heißt: Für beispielsweise eine Solaranlage bis 10 Kilowatt Peak, die für die Teileinspeisung eingerichtet ist, würde die EEG-Förderung ab Januar 2027 nach bisherigem Recht bei 7,63 (ct/kWh) liegen. Unter der Neuregelung wird sie stattdessen 6,63 ct/kWh betragen, also 1 Cent weniger. Diese Werte werden zweimal jährlich nach unten angepasst, wer also im März 2027 eine neue PV-Anlage installiert, bekommt etwas weniger Geld als der, der erst im Oktober 2027 gekauft hat. Nach Ablauf der 36 Monate muss der Solarstrom in die Direktvermarktung wechseln. Diese Option wird bis 2030 für immer weniger Solaranlagen möglich sein. 2027 können Anlagen mit weniger als 50 kW Leistung die Übergangs-Einspeisevergütung bekommen, 2028 dann nur noch die mit weniger als 25 kW, 2029 dann nur für Kleinstanlagen bis zu 7 kW. Da die Direktvermarktung von Solarstrom mit Kosten einhergeht – schließlich muss ein Drittanbieter den Strom abnehmen und an der Strombörse verkaufen – soll für kleine Anlagen zusätzlich ein Direktvermarktungsbonus eingeführt werden. Dieser beträgt 1,5ct/kWh und kann maximal 48 Monate ab Beginn der Direktvermarktung ausgezahlt werden. Damit sollen die vor allem zu Beginn entstehenden Kosten ausgeglichen werden. Dieses Instrument gibt es grundsätzlich nur für Anlagen mit einer Leistung von weniger als 25 kW. Kleine Solaranlagen und Balkonkraftwerke speisen weniger ein Insgesamt sollen kleine, private Anlagen weniger Solarstrom insgesamt ins Netz einspeisen dürfen. So werden neu installierte PV-Anlagen ab 2027 dauerhaft so gedrosselt, dass sie maximal 50 Prozent ihrer Leistung ins öffentliche Netz einspeisen können. Wichtig ist: Wird der Strom zu 100 Prozent im Haushalt verbraucht oder gespeichert, kann die Solaranlage ihre volle Leistung nutzen. Die Drosselung gilt nur für die Einspeisung. Damit soll ein Anreiz für mehr Speicher geschaffen und eine Belastung der Stromnetze vor allem in den sonnenreichen Mittagsstunden verhindert werden. Ausnahmen gibt es für Balkonkraftwerke, auch bekannt als Steckersolaranlagen. Deren Leistung wird zu keinem Zeitpunkt gedrosselt. Sie können aber auch nicht von der neuen Übergangs-Einspeisevergütung profitieren – in der Regel gibt es bei diesen Kleinstanlagen auch kaum überschüssigen Strom, der ins Netz gespeist wird. Ist das doch der Fall, dann wird dieser unentgeltlich ins Netz gegeben, der Betreiber erhält dafür also kein Geld. Zu den Steckersolargeräten zählen alle PV-Anlagen mit einer Leistung von maximal 2 kW. Weniger Übergewinne für Solar- und Windparks Auch für große Anlagen und Energieparks gibt es große Änderungen. Statt des bisherigen Förderregimes werden ab 2027 sogenannte zweiseitige Differenzverträge (Contracts for Difference, CfDs) geschlossen. Das bedeutet, dass die Zahlung, die Betreiber für ihren erzeugten Strom bekommen, stärker vom Marktwert des Stroms abhängt. In Zeiten, in denen Strom teuer ist, bekommen Betreiber Übergewinne. Diese müssen sie künftig auch mit dem Netzbetreiber teilen, um so den Ausbau der Netze mitzufinanzieren. So sollen Steuerzahler entlastet werden. In Zeiten, in denen Strom sehr günstig ist, aber noch nicht ins Negative fällt , können Betreiber einen Mindesterlös bekommen. Damit soll der Anreiz zur weiteren Einspeisung aufrechterhalten werden. Dieses Modell hat auch die EU vorgeschrieben. Neben den CfDs können Betreiber aber auch Power-Purchase-Agreements (PPAs) mit einem bestimmten Stromabnehmer schließen und darin abweichende Vereinbarungen treffen. Häufig werden PPAs zwischen Investoren und großen Unternehmen abgeschlossen. Wer ein neues Werk oder ein Rechenzentrum errichtet, kann dann direkt Strom von einem benachbarten Wind- oder Solarpark beziehen. Der vereinbarte Strompreis ist dadurch oft niedriger als bei Bezug des Stroms aus dem öffentlichen Netz. Regionale Steuerung von erneuerbaren Energien Bestimmte Regionen des Landes werden im Rahmen des NAP künftig als "kapazitätslimitiert" ausgewiesen . Das soll dort möglich sein, wo immer wieder mehr erneuerbarer Strom erzeugt wird, als verbraucht oder transportiert werden kann. Welche Gebiete das sind, muss regelmäßig transparent auf der Webseite der Bundesnetzagentur einsehbar sein. Genauso müssen die Netzbetreiber öffentlich im Internet anzeigen, wo sie noch über freie Kapazitäten verfügen und neue Anlagen ans Netz schließen können. Diese geographischen Karten sollen monatlich aktualisiert werden. Ein Netz gilt dann als kapazitätslimitiert, wenn die Leistung einer angeschlossenen Erneuerbaren-Anlage im vorherigen Jahr um mehr als fünf Prozent reduziert werden musste. Die Einstufung kann maximal für sechs Jahre gelten. Sie ist zudem technologiespezifisch, heißt: Ein Gebiet, das nur bezüglich der Windkraft als kapazitätslimitiert gilt, kann trotzdem uneingeschränkt neue Solaranlagen annehmen. Genauso gilt es auch andersherum. Dadurch dürfte es im Norden an der Nord- und Ostsee für den Bau neuer Windkraftanlagen schwieriger werden, im Süden dürften hingegen weniger Solaranlagen errichtet werden. Zum Hintergrund: In einigen Regionen müssen Wind- oder Solarparks regelmäßig abgeschaltet werden, da ansonsten die Netze an ihre Belastungsgrenze kämen. Und das würde sich auf die Versorgungssicherheit auswirken . Nach bisherigem Recht erhalten die Betreiber der Anlagen dann eine finanzielle Entschädigung. Dadurch haben die Anlagenbetreiber keinen Anreiz, einen neuen Wind- oder Solarpark woanders zu errichten, wo die Netzengpässe weniger ausgeprägt sind. Zudem müssen sie angeschlossen werden. Das wird ab jetzt anders: Diese Entschädigungszahlung, die es bei Abschaltung der Anlagen gibt, wird in den kapazitätslimitierten Gebieten nicht mehr uneingeschränkt ausgezahlt. Wenn ein Betreiber in einem solchen Gebiet eine neue Anlage errichten möchte, kann er nicht mehr mit diesem finanziellen Ausgleich rechnen, wenn die Anlage abgeschaltet werden muss. Der Ausfall wird auf zehn bis 20 Prozent des Jahresertrags der Anlage gedeckelt. Dieser Mechanismus nennt sich "Redispatch-Vorbehalt". Mehr Speicher, mehr Digitalisierung, klarere Priorisierung Im NAP werden auch grundsätzliche Neuerungen eingeführt, die vieles schneller und einfacher machen sollen. So sollen Netzbetreiber dazu verpflichtet werden, ab 2028 alle Prozesse digital abzuwickeln. Außerdem müssen sie Anschlussbegehren alle drei Monate über den Stand ihrer Anfrage informieren. Dafür dürfen die Betreiber Priorisierungen vornehmen, anstatt chronologisch die Anträge abarbeiten zu müssen. Dadurch könnten bestimmte Projekte, die als besonders wichtig erachtet werden, schneller ans Netz kommen als andere. Zudem sollen Wind- und Solarparks möglichst mit einem Batteriespeicher am selben Standort ausgestattet werden. Eine Pflicht dafür soll es aber nicht geben, die Prozesse dafür werden jedoch vereinfacht. Wenn ein neuer Speicher an einem bestehenden Energiepark errichtet wird, dann darf dieses nicht aufgrund von Netzengpässen abgelehnt werden. Reaktionen Die Energiebranche reagiert sehr unterschiedlich auf die Gesetzesentwürfe. Der Branchenverband BDEW sagt in einer Stellungnahme, dass die "Grundidee" richtig sei. "Wir brauchen Anreize dafür, dass der Ausbau der Erneuerbaren Energien prioritär dort erfolgt, wo ausreichend Netzkapazitäten zur Verfügung stehen", so Verbandschefin Kerstin Andreae in einer Stellungnahme. Allerdings sei nicht klar, wie die Ausweisung der kapazitätslimitierten Gebiete erfolgen soll. "Ohne diese Transparenz kann aus Sicht des BDEW keine abschließende Festlegung zur Ausweisung kapazitätslimitierter Netzgebiete erfolgen – andernfalls drohen erhebliche Unsicherheiten für Investitions- und Planungsentscheidungen der Branche." Der Energieökonom Karsten Neuhoff vom Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung (DIW) kritisierte im Vorfeld des Kabinettsbeschlusses den geplanten Redispatch-Vorbehalt und befürchtete, dass am Ende Verbraucher die neue Unsicherheit mit der Stromrechnung bezahlen werden. In den Engpassgebieten werde der Bau eines neuen Solar- oder Windparks zum Risiko. "Finanzgeber preisen diese Risiken durch höhere Rendite- und Zinsenanforderungen ein, die letztendlich an StromkundInnen weitergegeben werden", so Neuhoff. Der Chemie- und Pharmaverband VCI lobt die Pläne. Wolfgang Große Entrup, Hauptgeschäftsführer des Verbands, sagt: "Endlich schaut die Bundesregierung mit einem realistischen Blick auf die Energiewende. Es ging viel zu lange nur um ungezügeltes Wachstum der Erneuerbaren." Der deutsche Weg habe bisher nur dazu geführt, dass es hierzulande die höchsten Stromkosten gebe – zum "massiven Nachteil" der deutschen Industrie. Die Vorständin des Verbraucherzentrale Bundesverbands, Ramona Pop, kritisiert die Abschaffung der EEG-Förderung für kleine PV-Anlagen. Dies sei ein "falsches Signal", das bei Verbrauchern für Verunsicherung sorge. "Solange die Voraussetzungen für eine funktionierende Direktvermarktung nicht geschaffen sind, braucht es weiterhin eine verlässliche Vergütung für eingespeisten Strom", so Pop. Anders sieht das Filip Thon vom Energiekonzern Eon: "Mit immer mehr erneuerbarer Energie im System müssen auch kleinere PV-Anlagen stärker auf Markt- und Flexibilitätssignale reagieren können." Deshalb sei die Neuregelung ein richtiger Schritt – solange die Direktvermarktung "kein Spezialthema für Experten" werde. Beide Gesetzesentwürfe können im September, nach der Sommerpause, im Bundestag und Bundesrat beschlossen werden. Das EEG muss auch noch von der EU genehmigt werden, bevor es zum 1. Januar 2027 in Kraft treten kann.
