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20 Jahre EEG: Was kommt nach dem Förderende?

20 Jahre EEG: Was kommt nach dem Förderende?

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) legte im Jahr 2000 den Grundstein für die Energiewende, wie wir sie heute kennen. Dank einer über 20 Jahre garantierten Einspeisevergütung haben die Bundesbürger inzwischen über 1,8 Millionen PV-Anlagen errichtet. Zum 31. Dezember 2020 endet für die einstigen Pioniere die Einspeisevergütung.
Von Louis-F. Stahl

(10. August 2020) Betroffen vom Ende der 20-jährigen Einspeisevergütung sind nicht nur die im Jahr 2000 errichteten ersten EEG-PV-Anlagen, sondern auch die Anlagen der Photovoltaik-Pioniere, die noch vor der Einführung des EEG zum 1. April 2000 errichtet wurden. Der Gesetzgeber beschloss nämlich mit der Einführung des EEG, dass die damals bereits existierenden PV-Altanlagen mit Inkrafttreten des neuen Gesetzes für 20 Jahre in den Genuss der EEG-Einspeisevergütung kommen sollten. Die Berechnung der 20 Jahre erfolgt wiederum auf Basis von vollen Kalenderjahren ohne Berücksichtigung der Monate des Inbetriebnahmejahres. Aus diesem Grund endet am 31. Dezember 2020 für zehntausende Anlagen mit Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2001 der Förderzeitraum. Für die im Kalenderjahr 2001 in Betrieb genommenen Anlagen wird dementsprechend einheitlich der 31. Dezember 2021 das Ende der Einspeisevergütung markieren.

491 Haus mit PV / Foto: Simone / stock.adobe.com

Was passiert zum Stichtag?

Entgegen anderslautender Gerüchte fallen die Anlagen zum Stichtag nicht aus dem EEG. Es handelt sich auch „Ü20“ weiterhin um Anlagen nach dem EEG mit dem entsprechenden Recht auf vorrangigen Netzzugang und Durchleitung des Stroms durch das Verteilnetz des örtlichen Netzbetreibers. Mit dem Entfall der gesetzlichen Einspeisevergütung erlischt jedoch die Abnahmepflicht von Strom durch den örtlichen Netzbetreiber. In letzter Konsequenz ergibt sich daraus, dass ohne einen neuen Abnehmer für anfallende Einspeisemengen mit dem Ende der Einspeisevergütung keine Einspeisung mehr erfolgen darf.

Sonstige Direktvermarktung

Wollen die Anlagenbetreiber von Ü20-Anlagen ab dem 1. Januar 2021 Strom in das Netz einspeisen, müssen sie folglich einen Abnehmer für diesen Strom finden. Zwar gibt es seit Jahren sogenannte „Direktvermarkter“, die Strom von Anlagenbetreibern abnehmen und an der Strombörse vermarkten, aber kaum ein Direktvermarkter nimmt Strom von kleinen Anlagen unter etwa 100 kWp Leistung ab. Der Grund ist einfach: Das EEG sieht für diese „sonstige Direktvermarktung nach § 21a EEG“ in § 21b Absatz 3 vor, dass die Einspeisung mit „viertelstündlicher Auflösung gemessen und bilanziert“ werden muss. Das bedeutet, dass die bisher genutzten Standardlastprofil-Stromzähler (SLP) mit nur einem Zählwerk gegen Stromzähler mit einer registrierenden Leistungsmessung (RLM) und Fernauslesung ausgetauscht werden müssen. Aus 5 bis 20 Euro Kosten für die einfache SLP-Messung werden so für eine RLM schnell 250 bis 400 Euro pro Jahr – nur für einen Zähler! Einen vergleichsweise günstigen Ausweg können die gemeinhin als „Smart-Meter“ bekannten „intelligenten Messsysteme“ (iMSys) sein, die etwa 60 bis 120 Euro pro Jahr kosten. Demgegenüber stehen jedoch Vergütungen für eingespeisten Strom in Höhe von nur 3 bis 6 Cent/kWh – je nach aktuellem Strombörsenpreis. Um die Grundkosten der Strommessung für eine Direktvermarktung zu erwirtschaften, wird folglich der Erlös einer Einspeisemenge von etwa 1.000 bis 4.000 kWh aufgezehrt und dabei ist noch keine Marge für den Direktvermarkter angefallen. Im Ergebnis ist die Direktvermarktung daher weder für Ü20-PV-Anlagenbetreiber noch für die Direktvermarkter ein einträgliches Geschäft. Im Gegenteil: Die Kosten dürften in den meisten Fällen höher sein als die mögliche Vergütung.

Eigenverbrauch als einfache Lösung

Sofern sich die Ü20-Anlage auf dem eigenen Hausdach befindet, liegt die Idee nahe, den selbst erzeugten Strom künftig selbst zu verbrauchen und somit teuren Strombezug aus dem Netz zu Preisen von derzeit rund 30 Cent/kWh zu substituieren. Hierfür ist eine Umverdrahtung der Stromzähler mit Austausch des bisherigen Bezugszählers durch einen Zweirichtungszähler für Einspeisung und Bezug sowie ein Austausch des bisherigen Volleinspeisezählers gegen einen Erzeugungszähler durch einen konzessionierten Elektriker erforderlich.

Geringe Zeitgleichheit

Allerdings lässt sich kaum der gesamte selbst erzeugte Strom immer zeitgleich selbst verbrauchen – und ohne einen Direktvermarkter ist die Einspeisung in das Netz nicht erlaubt. Sofern kein Direktvermarkter beauftragt wird, muss daher technisch sichergestellt werden, dass keine Einspeisung erfolgt. Möglich sind beispielsweise eine Abregelung des Wechselrichters ergänzt um die Installation eines elektrischen Heizstabes im Heizungs- oder Warmwasserspeicher, einer durch den PV-Ertrag geregelten E-Auto-Ladebox oder eines Batteriespeichers. Als grobe Faustregel ist bei Einfamilienhäusern anzunehmen, dass etwa 20 bis 40 Prozent des PV-Ertrages mit dem Haushaltsstrombedarf direkt selbst verbraucht werden können und der große Rest abgeregelt oder im Rahmen einer Direktvermarktung eingespeist wird. Mit einem Batteriespeicher, einer E-Auto-Ladung sowie einer elektrischen Warmwasserbereitung lassen sich hingegen – je nach Anlage – typischerweise 70 bis 95 Prozent des Stroms selbst nutzen. Ein Online-Rechner der Hochschule für Technik und Wirtschaft Berlin erlaubt anhand der eigenen Anlagen- und Verbrauchswerte eine gute Prognose.

EEG-Umlage auf Eigenverbrauch

Die Idee des Eigenverbrauchs hat noch einen weiteren Haken: Nach dem aktuellen EEG unterfällt jeder Eigenverbrauch von PV-Strom aus Ü20-Anlagen der EEG-Umlagepflicht. Für den Eigenverbrauch aus erneuerbaren Anlagen beträgt die EEG-Umlagepflicht entsprechend § 61b EEG 40 Prozent der regulären EEG-Umlage – daher im Jahr 2020 aktuell 2,7 Cent/kWh.

In jedem Fall ist daher bei einer Umstellung auf einen vorrangigen Eigenverbrauch eine Messung des Eigenverbrauches für die Ermittlung der EEG-Umlagepflicht erforderlich. Dazu bedarf es neben des teuren RLM/iMSys-Zweirichtungszählers für die Direktvermarktungs-Einspeisung und den Reststrombezug aus dem Netz auch eines PV-Erzeugungszählers.

Repowering

Im Ergebnis wird es aufgrund dieser schlechten gesetzlichen Rahmenbedingungen und hohen Kosten für die Direktvermarktungsmessung in vielen Fällen günstigster sein, die bestehende Anlage zu verschrotten und eine neue Anlage an gleicher Stelle zu errichten. Eine neue Anlage erhält wieder 20 Jahre eine Einspeisevergütung von rund 10 Cent/kWh und benötigt keine teure Messung mit Viertelstundenwerten, sondern kommt mit einem einfachen Stromzähler aus. Noch dazu ist der Eigenverbrauch aus einer neuen Anlage mit bis zu 10 kWp wieder für 20 Jahre EEG-umlagefrei und dank modernerer Technik bieten heutige Anlagen bei gleicher Fläche eine deutlich höhere Leistung.

Fazit: Falsche Anreize

Die bestehenden gesetzlichen Anforderungen für eine „sonstige Direktvermarktung“ haben ausschließlich große Windkraftanlagen oder Solarkraftwerke im Fokus und sind für kleine PV-Anlagen auf Hausdächern völlig überzogen. Hier wird von 20 Jahre alten Anlagen mit typischerweise 1 bis 3 kWp eine Messtechnik verlangt, wie sie selbst für Neuanlagen nur ab 100 kWp vorgesehen ist. Noch dazu ist eine Belastung von PV-Kleinstanlagen mit der EEG-Umlage, also der Umlage, die neue PV-Anlagen finanzieren soll, schon für sich genommen absurd.

Fehlendes Problembewusstsein

Dass diese beiden Hemmnisse für einen Weiterbetrieb bestehender Anlagen vom Gesetzgeber bisher nicht beseitigt wurden, obwohl diese Punkte in Fachkreisen seit mindestens zwei Jahren diskutiert werden, ist nicht nachzuvollziehen. Am 5. Mai 2020 wurde dem zuständigen Bundeswirtschaftsministerium eine von 124.395 Unterzeichnern mitgetragene Petition durch den Solarenergie-Förderverein (SFV), die Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie (DGS), den Bund der Energieverbraucher und rund 60 weitere Verbände überreicht, um nochmals auf die genannten Probleme hinzuweisen. In einer Antwort vom 3. Juni 2020 ist das Ministerium auf die konkreten Probleme mit keinem Wort eingegangen. Ü20-Anlagenbetreiber hätten, so das Ministerium, mit den bestehenden Regelungen die Chance Einnahmen zu erzielen. Dass diesen Einnahmen Kosten entgegenstehen, die die zu erwartenden Einnahmen um ein Vielfaches übersteigen und ein technischer Aufwand verlangt wird, der selbst die Anforderungen an Neuanlagen übersteigt, lässt das Ministerium komplett unter den Tisch fallen.

491 Grafik Handlungsoptionen für die Betreiber von Ü20-Anlagen

Hilfe für Mitglieder

Sofern die gesetzlichen Rahmenbedingungen in den kommenden Monaten nicht korrigiert werden, ergeben sich neben einem Abriss und der Errichtung einer Neuanlage (Repowering) mit der „sonstigen Direktvermarktung“ im Fall einer weiteren Einspeisung, oder alternativ der Abregelung von Überschussstrom, für Anlagenbetreiber verschiedene Handlungsoptionen, die durch einen Batteriespeicher und weitere Eigenstromoptimierungen unterstützend flankiert werden können.

Mitglieder im Bund der Energieverbraucher können sich bei Fragen zu ihren Handlungsoptionen an das Prosumerzentrum des Vereins wenden.