Das Solarpaket I

Am 26. April 2024 haben der Bundestag und der Bundesrat das Gesetz zum „Solarpaket I“ verabschiedet. Das Gesetz zielt darauf ab, den Ausbau von Photovoltaik (PV) in Deutschland zu erleichtern und zu beschleunigen.

Was umfasst das Solarpaket I?

Das Solarpaket enthält Maßnahmen zur Förderung von PV-Anlagen auf Freiflächen und Dächern. Diese Maßnahmen sind Teil der PV-Strategie des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK), die in enger Zusammenarbeit mit der Solarbranche entwickelt wurde. Ergänzt wurde der ursprüngliche Entwurf durch Regelungen zur Batteriespeicherung, gemeinschaftlichen Solarstromversorgung und einheitlichen technischen Anschlussbedingungen. Insgesamt soll das „Solarpaket I“ viele bürokratische Hürden abbauen.

Wie werden Dach-Solaranlagen durch das Solarpaket 1 gefördert?

  • Vereinfachte Netzanschlüsse bis 30 kW: Anlagen bis 30 kW können nun über ein vereinfachtes Verfahren ans Netz angeschlossen werden (vorher: 10,8 kW).
  • Netzanschluss für Speicher: Speicher erhalten das gleiche Anschlussprivileg wie erneuerbare Energien.
  • Technische Anforderungen für kleinere Anlagen: Für Anlagen bis 25 kW werden die technischen Anforderungen in der Direktvermarktung gelockert. Vereinbarungen zur Steuerbarkeit können über Smart Meter getroffen werden, wodurch die Direktvermarktung kostengünstiger wird.
  • Förderung von Anlagen auf Gebäuden im Außenbereich: Die Förderung wird auf bestehende Gebäude im Außenbereich ausgeweitet, sofern diese vor dem 1. März 2023 errichtet wurden.
  • Modernisierung von Dach-Anlagen: Bestehende Anlagen können einfacher modernisiert werden, etwa durch den Einsatz effizienterer Module, ohne dass die ursprüngliche Einspeisevergütung verloren geht.
  • Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung: Mietende in Mehrfamilienhäusern können direkt Solarstrom von Dächern, Garagen oder Batteriespeichern nutzen, ohne Umweg über das allgemeine Stromnetz.

Was ändert sich für Gewerbedächer?

  • Abgabe überschüssigen Stroms: Anlagen mit über 100 kW Leistung können überschüssigen Strom ohne Vermarktungskosten ins Netz einspeisen.
  • Einspeisevergütung: Die Einspeisevergütung für gewerbliche Dach-PV-Anlagen bis 750 kWp wird erhöht. Größere Anlagen müssen sich an Ausschreibungen beteiligen, diese Ausschreibungsmengen werden erhöht.
  • Anlagenzertifikate: Zertifikate werden erst ab einer Anschlussleistung von 270 kW oder installierten Leistung von mehr als 500 kW benötigt (bisher: 135 kW).

Was ändert sich für Freiflächen-Anlagen?

  • Erhöhung der Gebotsmenge: Projekte bis zu 50 MW sind in Ausschreibungen zugelassen (vorher: 20 MW).
  • Nutzung landwirtschaftlicher Flächen: Flächen, die für die Landwirtschaft weniger geeignet sind, können für Solaranlagen genutzt werden, bis 2030 maximal 1 % der landwirtschaftlichen Flächen eines Landes, danach 1,5 %.
  • Mindestkriterien für Naturschutz: Bundesweit einheitliche Kriterien für die Naturverträglichkeit von PV-Freiflächenanlagen werden eingeführt.
  • Förderung von Doppelnutzungs-Anlagen: Spezielle Solaranlagen wie Agri-PV, Parkplatz-PV und Floating-PV werden in separaten Segmenten ausgeschrieben, die Ausschreibungsmengen werden bis auf 3.000 MW pro Jahr erhöht.
Photovoltaik-Anlage Freifläche

FRAGEN UND ANTWORTEN

Photovoltaik auf Gebäuden

Wie kann man von einer Solaranlage profitieren, auch wenn man nicht Eigentümer eines Einfamilienhauses ist?

Grundsätzlich können Solar-Kleinanlagen auf Balkonen oder Terrassen betrieben werden (oft auch Balkon-Solar genannt. Über die energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen hinaus sind in einem separaten Gesetzgebungsvorhaben miet- und wohnungseigentumsrechtliche Vereinfachungen für Balkon-Solar vorgesehen.

Ab 2024 können die Parteien in Mehrfamilienhäusern als Mietende oder als Eigentümer durch die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung selbst von Stromerzeugungsanlagen profitieren: Mit der Inbetriebnahme einer gemeinsamen PV-Anlage auf einem Mehrfamilienhaus können sie den selbst erzeugten Strom anteilig mitbeziehen.

Darüber hinaus gibt es weiterhin das Konzept des Mieterstroms. Es unterscheidet sich von der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung dadurch, dass den Bewohnern und Bewohnerinnen ein neuer, vollständiger Stromliefervertrag angeboten wird, wobei sich der Strom anteilig aus der PV-Anlage auf dem Dach speist.

 Die erhöhte Förderung wird erst dann rechtlich wirksam, wenn sie beihilferechtlich von der Europäischen Kommission genehmigt wurde. Die Gespräche dazu dauern noch an. Ob Anlagen, die nach Inkrafttreten aber vor der beihilferechtlichen Genehmigung in Betrieb genommen werden, ebenfalls von den erhöhten Fördersätzen profitieren, hängt von der beihilferechtlichen Genehmigung der Europäischen Kommission ab.

Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung und Mieterstrom

Was sind die Voraussetzungen für eine gemeinschaftliche Gebäudeversorgung?

 Mietende haben in allen Strombezugsmodellen auch weiterhin das Recht, ihren Stromlieferanten selbst zu wählen oder sich vom Grundversorger beliefern zu lassen.

  1. Es wird eine Solaranlage auf einem Mehrfamilienhaus oder dessen Nebenanlagen installiert. Für diese wird ein eigener Zähler zur Ermittlung der erzeugten Strommengen vorgesehen (technischer Aufbau identisch wie im Fall der Volleinspeisung).

  2. Für die 15-Minutenscharfe Erfassung von Erzeugung der PV-Anlage und des Verbrauchs des Teilnehmenden mittels intelligenter Messsysteme wird ein Messstellenbetreiber beauftragt, sofern dies noch nicht mittels intelligenter Messsysteme erfolgt – idealerweise der gleiche für alle Messstellen im Gebäude.

  3. Der erzeugte Strom wird gemessen und entsprechend eines vereinbarten Verteilungsschlüssels durch den oder die Messstellenbetreiber den einzelnen Teilnehmenden im Gebäude zugewiesen. Der Berechnungsschlüssel wird zum Zweck der Verteilung an die einzelnen Messstellenbetreiber bei der für die Bilanzierung der Strommengen zuständigen Stelle (derzeit der lokale Verteilnetzbetreiber) übermittelt.

  4. Die Teilnehmenden verringern dadurch ihre Netzbezugsmengen. Das Ergebnis ist das gleiche wie beim Eigenverbrauch.

  5. Die Abrechnung zwischen dem Anlagenbetreiber und den Teilnehmenden erfolgt auf Basis der den Teilnehmenden zugeteilten Strommengen. Die für die Abrechnung erforderlichen Daten können z.B. von einem Dienstleister von dem Messstellenbetreiber oder den Messstellenbetreibern erhoben werden und dem Betreiber der PV-Anlage zur Verfügung gestellt werden. Diese Dienstleistung kann auch von einem Messstellenbetreiber angeboten werden.

  6. Die Reststrombelieferung erfolgt über die weiterhin bestehenden Stromlieferverträge – der Lieferant erhält dafür die Verbrauchswerte der von ihm belieferten Letztverbraucher wie gehabt vom Messstellenbetreiber.

  7. Für die Stromeinspeisung von PV-Strom aus der Gebäudestromanlage in das Netz in Zeiten, in denen die Nutzenden im Gebäude diesen nicht abnehmen bzw. verbrauchen, erhält der Anlagenbetreiber die Einspeisevergütung vom Netzbetreiber.
Der Unterschied zwischen der Gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung und dem herkömmlichen Mieterstrom-Modell liegt vor allem in der Abwicklung des Stromverkaufs. Beim Mieterstrom-Modell wird der Strom von der Solaranlage des Gebäudes an die Mieterinnen und Mieter verkauft. Der Vermieter ist dabei der Stromlieferant und übernimmt die Abwicklung des Stromverkaufs an die Mieter.

Bei der Gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung hingegen wird der Strom aus der Solaranlage hinter dem Netzverknüpfungspunkt anteilig den Nutzern eines Gebäudes zugerechnet und von ihren Netzbezugsmengen abgezogen. Die Nutzerinnen und Nutzer erhalten somit keinen Stromverkauf von einem Vermieter, sondern nutzen den selbst erzeugten Strom aus der gemeinsamen Anlage. Die Reststrombelieferung erfolgt über die weiterhin bestehenden Stromlieferverträge.

Ein weiterer Unterschied ist, dass bei der Gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung der Betreiber oder die Betreiberin der Photovoltaikanlage bei Bereitstellung des PV-Stroms im Gebäude von den gewöhnlichen Lieferantenpflichten entlastet wird, was die Umsetzung für den Anlagenbetreiber deutlich vereinfacht. Beim Mieterstrom-Modell hingegen ist der Vermieter in der Regel verpflichtet, als Stromlieferant aufzutreten und sich um den Stromverkauf zu kümmern.

Die Verteilung des Stroms an die Teilnehmende erfolgt anhand des zwischen dem Anlagenbetreiber und den Teilnehmenden zu vereinbarenden Aufteilungsschlüssels. Das kann zum Beispiel ein statischer oder ein dynamischer Schlüssel sein:

  • Statischer Schlüssel: Festgelegt wird der Anteil an der durch die PV-Anlage je 15-Minutenintervall erzeugten Strommenge, der den einzelnen Teilnehmenden zugeteilt wird und zwar in einem starren Verhältnis (z.B. bei zwei Teilnehmenden ein Anteil von je 50%). Verbraucht eine der Parteien in dem jeweiligen Intervall den ihr zugeordneten Strom nicht vollständig, wird dieser als Überschuss in das Netz eingespeist.

  • Dynamischer Schlüssel: Die innerhalb eines 15-Minuten-Intervalls erzeugte PV-Strommenge wird entsprechend ihres jeweiligen Anteils am Gesamtverbrauch aller Teilnehmenden innerhalb desselben 15-Minuten-Intervalls den einzelnen Teilnehmenden zugeteilt. In Folge bekommen Teilnehmende mit einem höheren Stromverbrauch in dem jeweiligen 15-Minuten-Intervall eine höhere Strommenge zugewiesen als solche mit einem niedrigeren Stromverbrauch. Dadurch wird der gesamte Eigenverbrauch aller Teilnehmenden je 15-Minuten-Intervall automatisch maximiert. Das kann insbesondere vorteilhaft sein, wenn Wärmepumpen oder Elektroautos als Stromverbraucher eingebunden sind, da der Stromverbrauch hier zu anderen Zeitpunkten erfolgt als der sonstige Haushaltsstromverbrauch.

  • Falls kein Verteilungsschlüssel vereinbart wird oder der vereinbarte Verteilungsschlüsse unwirksam sein sollte, ist der Strom zu gleichen Teilen auf alle Teilnehmenden zu verteilen.

Das Konzept der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung mit den vereinfachten Lieferantenpflichten bei der Strombelieferung ist aufgrund von EU-rechtlichen Vorgaben auf ein Gebäude und seine Nebenanlagen beschränkt.

Aber: Die gleiche Logik der Aufteilung von PV-Strom kann grundsätzlich in jeder Kundenanlage angewendet werden. Konkret kann also z.B. in einer Gruppe von mehreren Wohn- oder Gewerbegebäuden, die netzseitig zu einer Kundenanlage zusammengeschlossen sind, der Strom aus einer PV-Anlage analog zur gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung auf verschiedene Parteien aufgeteilt werden. Sobald mehr als ein Gebäude eingebunden ist, müssen jedoch zusätzlich die vollen Lieferantenpflichten nach § 40 ff EnWG eingehalten werden.

 Der für den PV-Anlagenbetreiber zentrale Akteur in der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung kann ein Dienstleister sein, der die Daten der Messstellenbetreiber zusammenfasst und für die Erstellung der Rechnung aufbereitet. Im Fall von verschiedenen Messstellenbetreibern stellen diese auf Anforderung dem Dienstleister des PV-Anlagenbetreibers die Information zur Verfügung, welche Strommengen von den einzelnen Parteien jeweils verbraucht wurden, damit dieser die Abrechnung mit den einzelnen Parteien durchführen kann. Insbesondere (wettbewerbliche) Messstellenbetreiber können hierfür zusätzliche Service-Angebote anbieten, welche eine Abrechnung zwischen dem PV-Betreiber und den Letztverbrauchern besonders einfach umsetzbar machen.

Der Verteilnetzbetreiber ist an der Umsetzung nur insoweit beteiligt, dass er nach heutigem Stand der Marktkommunikationsprozesse von dem Betreiber der PV-Anlage oder von dessen Dienstleister über den Aufteilungsschlüssel informiert wird, und diesen an die beteiligten Messstellenbetreiber weiterleitet. Um die Übermittlung dieser Informationen zwischen Messstellenbetreiber und Verteilnetzbetreiber zu erleichtern, wurden bereits in 2023 die Datenformate für die Übermittlung der entsprechenden Formelsätze an die neuen Anforderungen angepasst.

Gemäß §20 EnWG ist der Verteilnetzbetreiber grundsätzlich verpflichtet, die Umsetzung der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung in seinem Netzgebiet zu ermöglichen. Das gleiche gilt für die PV-Teilbelieferung, bei der die gleiche „Mechanik“ wie bei der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung umgesetzt wird.

Für die Aufsicht über die Verteilnetzbetreiber sowie der Messtellenbetreiber ist die Bundesnetzagentur zuständig. Sollte es in der praktischen Umsetzung zu Konflikten kommen, kann sich der mit der Umsetzung beauftragte Dienstleister an die zuständigen Stellen bei der Bundesnetzagentur wenden.

 Ja, die PV-Anlage kann sowohl von Gebäudeeigentümern, Mietenden als auch einem Dritten errichtet und betrieben werden. Dies kann z.B. auch ein Zusammenschluss einer Gruppe von Mietenden oder Externen, wie in einer Bürgerenergiegesellschaft oder in einer Energiegenossenschaft sein, die gemeinschaftlich in eine PV-Anlage investiert haben.

Die Anlagenbetreibenden der Solarstromanlage müssen mit allen interessierten Nutzern innerhalb des Gebäudes, den sog. teilnehmenden Letztverbrauchern, einen Gebäudestromliefervertrag abschließen. Die Kopplung mit einem Mietvertrag ist nicht zulässig. Der Gebäudestromliefervertrag sollte mindestens regeln:

  • Wann startet die Belieferung?
  • Wie hoch ist der Preis pro gelieferte Kilowattstunde Solarstrom (ct/kWh)?
  • Wie sind die Regeln zum Betrieb, zur Wartung und zum Erhalt der Solaranlage und wie werden die Zusatzkosten aufgeteilt?
  • Welcher Aufteilungsschlüssel wird gewählt?
  • Wie und mit welchen Fristen ist der Vertrag kündbar?

Wenn die Wohnungseigentümergemeinschaft (WEG) eine Gebäudestromanlage betreibt, kann der Gebäudestromnutzungsvertrag auch durch einen Beschluss der WEG ersetzt werden.

 Mietende haben in allen Strombezugsmodellen auch weiterhin das Recht, ihren Stromlieferanten selbst zu wählen oder sich vom Grundversorger beliefern zu lassen.

 Bisher war das Mieterstrommodell ausschließlich für PV-Anlagen auf Wohngebäuden anwendbar, d.h. solchen Gebäuden, in denen mindestens 40% der Fläche für Wohnen genutzt wurde. In Zukunft entfällt diese Anforderung, welche in der Praxis häufig schwer nachzuweisen war. So können Gebäude, unabhängig von der Art ihrer Nutzung, für die Installation von PVAnlagen genutzt werden. So wird das Mieterstrommodell auch für gewerblich genutzte Gebäude, wie zum Beispiel Bürogebäude, geöffnet. Darüber hinaus ist es zukünftig auch zulässig, dass die PV-Erzeugungsanlage auf Nebenanlagen zu diesen Gebäuden angebracht wird.

Zusätzlich werden einige vertragsrechtliche Anforderungen an Mieterstromverträge dahingehend vereinfacht, dass sie in Zukunft denen von regulären Stromlieferverträgen entsprechen.

Eine gerade für Quartiere sehr wichtige Erleichterung ist darüber hinaus die Änderung der Anlagenzusammenfassung.

Die Anlagenzusammenfassung im EEG regelt, in welchen Fällen mehrere PV-Anlagen als eine zusammenhängende Anlage zu betrachten sind. So wurden bisher Dachanlagen, die in einem engen zeitlichen und räumlichen Zusammenhang in Betrieb genommen wurden (z.B. auf einem Flurstück oder in einem Wohnquartier), als eine Anlage betrachtet. Daraus ergaben sich u.a. Verpflichtungen zur Einhaltung bestimmter technischer Standards, insbesondere bei Überschreiten der Grenze von 100 kW. Bisher führte dies gerade bei Wohngebäuden häufig zu Problemen, wenn PV-Anlagen auf unterschiedlichen Gebäuden zusammengefasst wurden, die eigentlich technisch nicht verbunden waren.

Durch die Neuregelung der Anlagenzusammenfassung von Dachanlagen wird sichergestellt, dass in Zukunft nur solche Anlagen als eine Anlage zusammengefasst werden, welche auch technisch eine Anlage sind.

Entbürokratisierung des Ausbaus

Das Anlagenzertifikat für Anlagen ab 135 kW wurde vereinfacht, was muss jetzt beachtet werden?
  • Der zentrale Punkt bei den Änderungen der Elektrotechnische-Eigenschaften-Nachweis-Verordnung (NELEV) ist die Ausweitung einer Ausnahme von der grundsätzlichen
    Zertifizierungspflicht für Energieanlagen. Eine solche Ausnahme war zwar bisher schon
    in der NELEV vorgesehen. Waren bisher aber lediglich Anlagen mit Anschluss an ein
    öffentliches Niederspannungsnetz ausgenommen, so sollen künftig – unabhängig von
    der Spannungsebene – auch für Anlagen mit einer maximalen installierten
    Gesamtleistung von bis zu 500 Kilowatt bei maximaler Einspeiseleistung von 270
    Kilowatt keine Anlagenzertifikate mehr notwendig sein.

  • Ausreichend ist dann ein vereinfachter Nachweis, der im Wesentlichen über Einheiten und Komponentenzertifikate der Hersteller erbracht werden kann.

  • Damit die Ausnahmeerweiterung unter Gewährleistung der Systemsicherheit des
    Stromnetzes schnellstmöglich umgesetzt werden kann, wird das „Forum
    Netztechnik/Netzbetrieb im VDE Verband der Elektrotechnik Elektronik
    Informationstechnik e.V.“ (VDE-FNN) zeitnah die anwendbaren Technischen
    Anschlussregeln (TAR) im Rahmen der technischen Selbstverwaltung überarbeiten.

  • Bis die einschlägigen TAR entsprechend angepasst sind, werden einige wenige
    zusätzliche technische Anforderungen in vereinfachter Form in einer separaten
    Verordnung – der Energieanlagen-Anforderungen-Verordnung (EAAV) – geregelt.

  • Außerdem wird es ein digitales Register für Einheiten- und Komponentenzertifikate
    sämtlicher Spannungsebenen geben. Die Nutzung eines solchen Registers auf freiwilliger
    Basis ist schon heute möglich bei der Fördergesellschaft Wind und andere Dezentrale
    Energien (FGW) e.V.: www.zerez.net. Voraussichtlich ab dem 1. Februar 2025 wird die
    Nutzung eines zentralen Registers verpflichtend sein.

  • Die zum Zertifizierungspaket gehörenden Rechtsverordnungen sollen unmittelbar nach
    dem Solarpaket I in Kraft treten. Dies wird voraussichtlich spätestens in der 21.
    Kalenderwoche geschehen.
  • Das EEG betrachtet zur Ermittlung der Größe von Solaranlagen unter bestimmten Voraussetzungen mehrere Anlagen als eine große Anlage. Im Solarpaket I wird eine Ausnahme von dieser Regelung für Dachanlagen im räumlichen Zusammenhang, jedoch hinter unterschiedlichen Netzanschlusspunkten vorgesehen.

  • Das heißt: Die Anlage auf dem benachbarten Wohnhaus führt zukünftig nicht mehr dazu, dass die eigene Anlage größer gerechnet wird, sofern die Anlagen hinter verschiedenen Netzanschlusspunkten liegen.

  • Eine Balkonsolaranlage wird sogar ganz von den Zusammenfassungsregeln ausgenommen.

  • Eine weitere Erleichterung betrifft Anlagen von Bürgerenergiegesellschaften: Solche Anlagen sind bis zu einer bestimmten Größe von der Pflicht zur Teilnahme an Ausschreibungen ausgenommen. Für die Ermittlung der Größe wird in diesem Zusammenhang zukünftig nur noch auf andere Bürgerenergieanlagen in der Umgebung geachtet.
  •  Im Grunde ist jeder, der eine PV-Anlage, eine, Windenergieanlage, eine Stromspeicheranlage oder auch sonstige Stromerzeugungsanlagen betreibt oder betreiben möchte, zur Anmeldung verpflichtet.

  • Die Registrierung ist gesetzlich vorgeschrieben und wichtig, um zu erfassen und transparent zu machen, wie viele Stromerzeugungsanlagen wo in Deutschland betrieben werden.
  • Auch viele energiewirtschaftliche Prozesse werden zentral über das Marktstammdatenregister abgewickelt und können so bürokratieärmer funktionieren.

  • Die Anmeldung im Marktstammdatenregister ist für Steckersolargeräte jetzt viel einfacher, es müssen nur noch wenige Informationen eingegeben werden.
  • Anlagenbetreiber können künftig ihre Überschussmengen ohne Vergütung – aber auch ohne Direktvermarktungskosten – an den Netzbetreiber weitergeben. Diese sogenannte „unentgeltliche Abnahme“ ist interessant für Betreiber größerer Anlagen, die an sich unter die Direktvermarktungspflicht fallen, ihren PV-Strom im Wesentlichen aber selbst verbrauchen und deshalb nur geringe Überschussmengen ins Netz einspeisen und sonst direktvermarkten müssten.

  • Die unentgeltliche Abnahme steht Bestands- und Neuanlagen mit einer installierten Leistung von unter 200 kW offen. Anlagen, die vor dem 1. Januar 2026 in Betrieb genommen werden, können sogar bis zu einer installierten Leistung von unter 400 kW diese Option nutzen.
  • Nach den Freiflächenanlagen wird jetzt auch für Dachanlagen die Leistungssteigerung durch Aufrüstung bestehender Anlagen erleichtert.

  • Hierfür wird der Einsatz von effizienteren Modulen unabhängig vom – bisher erforderlichen – Vorliegen eines Schadens möglich sein. Der bestehende Vergütungsanspruch kann dabei anteilig auf die neue Anlage übertragen werden, abhängig davon welche installierte Leistung die ursprüngliche Anlage hatte und wann sie in Betrieb genommen wurde.

  • Für den zusätzlichen Leistungsanteil wird die zum Inbetriebnahmezeitpunkt der neuen Anlage geltende Vergütung gezahlt. Der zusätzliche Leistungsanteil wird insoweit als Neuanlage betrachtet und erhält die Vergütung für 20 Kalenderjahre plus das (anteilige) Inbetriebnahmejahr.

  • Nach Ablauf des Vergütungszeitraums des alten Leistungsanteils kann dieser ggf. den Marktwert erhalten; dies entspricht der bestehenden Regelung für ausgeförderte Photovoltaikanlagen bis 100 kW.
  • Gemäß der bisherigen Regelung erhalten ausgeförderte Photovoltaikanlagen bis 100 kW bis zum 31.12.2027 vom Netzbetreiber den Marktwert für die ins Netz eingespeisten Strommengen („Marktwertdurchleitung“).

  • Diese Regelung wurde um fünf Jahre bis 2032 verlängert. Anlagenbetreiber haben somit nun für eine längere Zeit eine sehr einfache Möglichkeit, ausgeförderte Anlagen weiter zu betreiben.
  • Diese Thematik betrifft nur Volleinspeiseanlagen. Bei den heute überwiegend installierten Teileinspeiseanlagen (d. h. solche mit Eigenverbrauch) wird der geringe Nachtverbrauch des Wechselrichters über den vorhandenen Stromliefervertrag abgerechnet.

  • Die sehr geringen Stromverbräuche, welche bei Volleinspeiseanlagen für den Wechselrichter anfallen, können zukünftig unbürokratisch abgerechnet werden.

  • Bisher waren dazu oft separate Stromlieferverträge erforderlich, die besonders angesichts der monatlichen Grundgebühr hohe und im Vergleich zu wenigen gelieferten Kilowattstunden Strom als unverhältnismäßig empfundene Kosten zur Folge hatten.

  • Nun wird die Möglichkeit geschaffen, die Strommengen unter bestimmten Voraussetzungen über einen bereits bestehenden Stromliefervertrag mit abzurechnen.
  • Grundsätzlich ist dies erst ab einer installierten Leistung von mehr als 25 kW vorgeschrieben. Anlagen, deren installierte Leistung 7 kW übersteigt, muss der grundzuständige Messstellenbetreiber jedoch bis 2030 mit einem intelligenten Messsystem ausstatten (§ 29 Abs. 1 Nr. 2 MsbG), der Anlagenbetreiber muss gemäß § 9 Abs. 1a EEG die Abrufung der Ist-Einspeisung über das Smart-Meter-Gateway ermöglichen.

  • Eine Ausnahme von diesem Grundsatz sieht § 9 Abs. 1 S. 1 Alt. 2 EEG 2023 vor. Diese Ausnahmevorschrift gilt für Betreiber von EEG- und KWK-Anlagen, die hinter einem Netzanschluss mit mindestens einer steuerbaren Verbrauchseinrichtung nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes betrieben werden. Betreiber solcher Anlagen sind unabhängig von der Nennleistung ihrer Anlagen verpflichtet, diese spätestens bei Einbau eines intelligenten Messsystems mit technischen Einrichtungen für eine Steuerung durch den Netzbetreiber auszustatten.

Der einfachste Weg ist es, den für die Messstelle verantwortlichen Messstellenbetreiber mit dem Einbau und Betrieb der technischen Einrichtungen zu beauftragen. Alle Messstellenbetreiber sind nach § 34 Abs. 2 S. 2 Nr. 5 MsbG verpflichtet, diese Leistungen anzubieten und dabei die gesetzlichen Preisobergrenzen zu beachten. Hat der Anlagenbetreiber den Messstellenbetreiber ordnungsgemäß mit den erforderlichen Zusatzleistungen beauftragt, gelten seine Verpflichtungen bereits mit der Auftragserteilung als erfüllt („Exkulpationswirkung“). Diese Regelung schützt Anlagenbetreiber umfassend vor Sanktionen des Netzbetreibers nach § 52 EEG.

 Bei alten Anlagen ohne Ansteuerbarkeit des Wechselrichters genügt auch eine simple Steuerungseinrichtung den gesetzlichen Anforderungen, die zumindest eine Fernsteuerung über das bloße Ein- und Ausschalten hinaus ermöglicht (BGH, Urt. v. 14.1.2020 – XIII ZR 5/19).

  • Hat der Anlagenbetreiber seinen Messstellenbetreiber (MSB) nach § 9 Abs. 1b EEG 2023 i. V. m. § 34 Abs. 2 S. 2 Nr. 5 MsbG mit dem Einbau und der Anbindung einer Steuerungseinrichtung beauftragt, ist dieser grundsätzlich zur Umsetzung innerhalb von vier Monaten verpflichtet. Der MSB darf Einbau oder Anbindung nur solange und soweit verweigern, wie die Erfüllung aus technischen Gründen unmöglich ist (§ 34 Abs. 2 S. 3 MsbG). Die Ablehnungsgründe sind gegenüber dem Anlagenbetreiber nachvollziehbar in Textform zu begründen.

  • Eine technische Unmöglichkeit im Sinne von § 34 Abs. 2 S. 3 MsbG kommt auch in Betracht, wenn vorbereitende Arbeiten an der Kundenanlage noch nicht abgeschlossen wurden. Dies kann etwa bei Bestandsanlagen der Fall sein, sofern vorbereitend für die digitale Anbindung der EE-Anlage an die Steuerungseinrichtung Veränderungen an der Kundenanlage bzw. am Wechselrichter notwendig werden. Derartige Arbeiten fallen nicht unter den Messstellenbetrieb (§ 3 MsbG), sondern liegen grundsätzlich in der Eigentümerverantwortung, vgl. auch § 13 Abs. 1 in Verbindung mit § 22 Abs. 1 NAV. Überwiegend muss beim Einbau von Anlagen oder steuerbaren Verbrauchern wie Ladeeinrichtungen für Elektrofahrzeuge oder Wärmepumpen in Bestandsgebäuden ohnehin die Kundenanlage modernisiert werden, sodass kein nennenswerter Zusatzaufwand entsteht.

 

Freiflächenanlagen

Warum soll auch der Ausbau von Solarparks gestärkt werden?

Je nach Anlagengröße kostet die erzeugte Kilowattstunde aus einer Dachanlage mindestens das Doppelte im Vergleich zu einer Freiflächenanlage. Darum benötige wir in Deutschland mehr Flächen für Solarparks, um die energie- und klimapolitischen Ziele kosteneffizient erreichen zu können. Gleichzeitig müssen wir landwirtschaftliche und naturschutzfachliche Interessen wahren und die Akzeptanz für den Ausbau sichern. Flächen sollen dafür zukünftig viel häufiger als in der Vergangenheit mehrfach genutzt werden, also zum Beispiel durch die zeitgleiche Nutzung für Landwirtschaft und Energieerzeugung (Agri-PV). Aber auch weitere intelligente Nutzungen werden vermehrt eine Rolle spielen (Floating-PV, Moor-PV und Parkplatz-PV).

Die maximale Gebotsmenge eines Gebots wurde von 20 MW auf 50 MW erhöht. Damit können sehr kosteneffiziente Solarparks errichtet werden, die günstigen EE-Strom liefern. Im Rahmen der Notfallverordnung galt für Zuschläge im Kalenderjahr 2023 temporär eine Größenbegrenzung auf 100 MW.

Alle neu geförderten Photovoltaik Freiflächenanlagen müssen nun naturschutzfachliche Mindestkriterien erfüllen. Der Anlagenbetreiber verpflichtet sich, mindestens drei der fünf zur Auswahl stehenden Mindestkriterien zu erfüllen. Dabei kann er aus den fünf Kriterien drei frei wählen.

Folgende Mindestkriterien stehen zur Auswahl:

  1. Die maximal beanspruchte Grundfläche der Module beträgt höchstens 60 Prozent der Grundfläche des Gesamtvorhabens.
  2. Der Boden unter der Solaranlage wird entweder maximal zweimal pro Jahr gemäht (kein Mulchen) oder als Portionsweise beweidet.
  3. Die Durchgängigkeit für Großsäuger wird bei großen Anlagen durch Wanderkorridore gewährleistet. Zudem müssen alle Anlagen die Durchgängigkeit für kleinere Tierarten sicherstellen.
  4. Auf mindestens 10 Prozent der Anlagenfläche sollen standortangepasste Typen von Biotoptypenelementen wie bspw. besondere Blühstreifen angelegt werden.
  5. Es wird auf den Einsatz von Pflanzenschutz- oder Düngemittel verzichtet. Zudem darf die Anlage nur in besonderen Fällen mit biologisch abbaubaren Reinigungsmitteln gereinigt werden.

 

 Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz plant, in einem Leitfaden Hinweise für die Praxis zu näheren Einzelheiten der verschiedenen Mindestkriterien sowie zu geeigneten Nachweisen zu geben.

Bei den Freiflächenausschreibungen fasst nun ein eigenes Untersegment die sogenannten besondere Solaranlagen zusammen. Sie haben einen eigenen Höchstwert von 9,5 ct/kWh; die insgesamt ausgeschriebene Menge von Freiflächenanlagen und besonderen Solaranlagen bleibt jedoch gleich. Zu den besonderen Solaranlagen gehören mehrere verschiedene Anlagenkonzepte:

  • Agri-PV: gleichzeitige Nutzung von Flächen für die landwirtschaftliche Produktion sowie der PV-Stromproduktion. Erfasst sind: Agri-PV-Anlagen die mind. 2,10 Meter hoch aufgeständert sind (lichte Höhe) sowie vertikale bzw. senkrechte Agri-PV-Anlagen mit einer lichten Höhe von mind. 0,80 Meter.

  • Floating-PV: schwimmende Photovoltaik auf Wasserflächen.

  • Moor-PV: gleichzeitige Nutzung wiedervernässter Moorböden für Klimaschutz und PV-Stromerzeugung, und

  • Parkplatz-PV: Parkplatzüberdachung mit Photovoltaik zur Doppelnutzung der bereitsversiegelten Flächen.

 Für das neue Untersegment gilt:

  • Die bisherigen Boni setzten keine angemessenen Anreize für den Ausbau der besonderen Solaranlagen und werden deshalb gestrichen.
  • Mit dem eigenen Untersegment können die besonderen Solaranlagen aus der Nische herauswachsen. Die Menge besonderer Solaranlagen, die jährlich ausgeschrieben wird, wächst schrittweise auf bis zu 2.075 MW pro Jahr im Jahr 2029. Wird die im Untersegment vorgesehene Leistung nicht ausgeschöpft, so werden stattdessen entsprechend mehr konventionelle Freiflächenanlagen bezuschlagt.

 

Die sogenannten benachteiligten Gebiete sind Gebiete mit beispielsweise schwierigen landwirtschaftlichen Produktionsbedingungen. Zukünftig sind die benachteiligten Gebiete grundsätzlich geöffnet und damit Freiflächenanlagen in benachteiligten Gebieten förderfähig.

Für die Länder besteht jedoch eine Opt-Out-Option: wenn in einem Land ein bestimmter Anteil landwirtschaftlich genutzter Flächen bereits durch PV-Anlagen bebaut ist, kann dieses Land seine Option ziehen und die Förderfähigkeit der Flächen in seinem Bundesland ausschließen. Bis zum 31.12.2030 beträgt dieser Anteil 1% und danach 1,5% der landwirtschaftlich genutzten Flächen.

Ergänzend können die Länder bestimmte „weiche“ Schutzgebiete in den benachteiligten Gebieten ausschließen.

Im EEG ist festgelegt, dass mindestens die Hälfte der Photovoltaikanlagen auf, an oder in Gebäuden oder Lärmschutzwänden installiert werden soll. Die zusätzliche Installation von Photovoltaikanlagen auf landwirtschaftlich genutzten Flächen wird bis 2030 auf maximal 80 Gigawatt und bis 2040 auf 177,5 Gigawatt begrenzt. Diese Maßnahme ist ausreichend, um die Ausbauziele des EEG zu erreichen, und stellt gleichzeitig klare Richtlinien für die Nutzung landwirtschaftlicher Flächen bereit. Selbst wenn der zukünftige Zubau ausschließlich auf landwirtschaftlich genutzten Flächen erfolgt, entspräche dies einem Anteil von maximal ca. 1,3- 1,5 Prozent (2040) auf dieser Fläche. Zum Vergleich: Energiepflanzen beanspruchen derzeit bereits ca. 13-15 Prozent der landwirtschaftlich genutzten Flächen.

Quelle: Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz

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