Im Rahmen der Länder- und Verbändeanhörung hat das Solar Cluster Baden-Württemberg eindrücklich vor dem geplanten Förderbruch gewarnt und im Gegenzug ein eigenes Modell vorgeschlagen. Zwar begrüßt der Branchenverband den vom Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) geplanten Wechsel zu mehr Markt- und Systemintegration bei Photovoltaik. Er warnt jedoch davor, kleine und mittlere Anlagen mit komplizierter Direktvermarktung und starrer Kappung zu überfordern. Statt eines Förderbruchs setzt der Verband auf intelligente Steuerung und eine einfache Jahresabrechnung. Für diese bevorzugte Variante ist kein intelligentes Messsystem erforderlich. Das reduziere die Belastung des Stromnetzes und sei lukrativer für die Anlageneigentümer.
Der aktuelle EEG-Entwurf des BMWE sieht vor, die feste Einspeisevergütung für Neuanlagen nach einer 36-monatigen Übergangsphase abzuschaffen, die Direktvermarktung schrittweise auszuweiten und kleine Solaranlagen dauerhaft auf 50 Prozent der installierten Leistung zu begrenzen. Nach Einschätzung der Solar-Cluster-Geschäftsführerin Carolin Grieshop droht damit ein Systemwechsel, der in der Praxis Investitionen ausbremsen könnte.
Besonders kritisch sieht Grieshop, dass Kleinanlagen zunehmend in individuelle Direktvermarktung gedrängt werden sollen. »Gerade im Segment unter 100 Kilowatt installierter Leistung braucht es keine komplizierten Einzelprozesse, sondern einfache, standardisierte und wirtschaftlich tragfähige Abläufe.« Das Ziel müsse sein, mehr Strom marktdienlich einzuspeisen, ohne Dächer kleiner zu belegen, Projekte zu verschieben oder Bauherren abzuschrecken.
Als Alternative schlägt das Solar Cluster ein Modell vor, das auf vereinfachter Marktintegration beruht. Im Kern soll die Einspeisung bei negativen oder sehr niedrigen Börsenstrompreisen automatisch reduziert werden. Diese Steuerung kann über Wechselrichter oder ein Home-Energy-Management-System erfolgen, genauso wie über ein intelligentes Messsystem. Der entscheidende Unterschied zum Ministeriumsmodell: Statt einer starren 50-Prozent-Grenze, die auch dann wirkt, wenn mehr Solarstrom im Netz benötigt wird, wird nur dann eingegriffen, wenn der Strompreis tatsächlich keinen oder nur einen sehr geringen Wert hat.
Für die Vergütung schlägt das Solar Cluster eine einfache Jahresabrechnung vor. »Maßgeblich wäre die gemessene Jahreseinspeisung, multipliziert mit einem gewichteten Marktwert für Photovoltaikstrom, abzüglich eines transparenten Vermarktungsentgelts«, erklärt Grieshop. »Damit entfällt die Notwendigkeit einer aufwendigen viertelstundenscharfen Einzelabrechnung für jede kleine Anlage. Auch ein sofortiger Ausbau individueller Direktvermarktungsstrukturen sowie der Einbau eines Smart Meters ist dann nicht erforderlich.« Der Verband verweist darauf, dass der Markt für kleine Photovoltaikanlagen nur dann massentauglich werden könne, wenn Vermarktung, Steuerung und Abrechnung deutlich einfacher organisiert werden als bisher. Mit diesem Modell ist auch keine EEG-Vergütung erforderlich, das entlastet den Bundeshaushalt.
Wichtig sei zugleich eine klare Absicherung für Volleinspeiser, nur hier ist eine EEG-Unterstützung nötig. Anlagen ohne Eigenverbrauch könnten mit einem reinen Marktwert nicht wirtschaftlich betrieben werden. Für sie hält das Solar Cluster daher eine ergänzende Marktprämie über das EEG oder einen funktional gleichwertigen Mechanismus für notwendig. Andernfalls drohe ausgerechnet bei Anlagen, die vollständig auf Netzeinspeisung setzen, ein Bruch.
Dass der Vorschlag des Solar Clusters praxistauglich ist, zeigt eine Modellrechnung einer nach Süden ausgerichteten Anlage mit zehn Kilowatt installierter Leitung. Ohne Begrenzung erzielt die südausgerichtete Anlage eine Einspeisung von 12.287 Kilowattstunden, mit einer starren 50-Prozent-Grenze sinkt sie um 15 Prozent auf 10.529 Kilowattstunden, und bei einer dynamischen Abregelung auf null bei negativen Börsenpreisen auf 9.482 Kilowattstunden. Die feste 50-Prozent-Begrenzung reduziert zwar Einspeisespitzen, senkt die Einspeisung bei negativen Strompreisen aber nur begrenzt: Dort fällt sie bei der Südanlage von 2.805 auf 2.131 Kilowattstunden, lediglich rund 24 Prozent. Eine Batterie kann zwar überschüssigen Strom zwischenspeichern, verhindert aber nicht, dass auch unterhalb der 50-Prozent-Grenze weiter eingespeist wird.
Insgesamt macht die Rechnung deutlich, dass eine dynamische Abregelung bei negativen oder sehr niedrigen Börsenpreisen genauer wirkt als eine pauschale Begrenzung. Zugleich kann sie höhere Erlöse bringen: In der Modellrechnung steigt der Ertrag von 545 Euro bei der 50-Prozent-Grenze auf 646 Euro, wenn nur bei Preisen unter null Cent pro Kilowattstunde abgeregelt wird. Der Marktwert des eingespeisten Stroms liegt dann ebenfalls höher – bei 5,18 Cent pro Kilowattstunde mit fester 50-Prozent-Begrenzung, bei 6,81 Cent pro Kilowattstunde bei Südausrichtung und 7,04 Cent pro Kilowattstunde bei Ost-/Westausrichtung, wenn nur bei negativen Preisen abgeregelt wird.
Der Verband betont, dass sein Gegenentwurf die Ziele des Ministeriums nicht infrage stellt. Im Gegenteil: Die Marktintegration werde nicht verhindert, sondern praxistauglich gestaltet. Die Modellrechnung des Solar Clusters zeige, dass eine dynamische Abregelung bei negativen Preisen gezielter wirkt als eine pauschale 50-Prozent-Begrenzung und zugleich höhere Erlöse für die verbleibende Einspeisung möglich werden.
Unterm Strich setzt der Verband auf einen Kurs, der Systemdienlichkeit mit Investitionssicherheit verbindet. Die Solarförderung solle nicht eingefroren, sondern weiterentwickelt werden – so, dass auch kleine und mittlere Anlagen ihren Beitrag zur Energiewende leisten können. Nach Auffassung des Solar Clusters braucht es dafür keine bürokratische Überforderung, sondern eine massentaugliche Marktarchitektur mit klaren Regeln, einfacher Steuerung und verlässlicher Vergütung. Nur dann werde aus der angestrebten Marktintegration auch tatsächlich ein Erfolg für die Praxis.
© PHOTON
