Solarwirtschaft Aktuell

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Aktuelle Beiträge

Warum sich Betreiber von PV-Anlagen mit EEG-Inbetriebnahme vor 2023 freuen können!

Photovoltaik-Anlagenbetreiber, die ihre PV-Anlage vor dem 01.01.2023 in Betrieb genommen haben, können sich über einen finanziellen Vorteil freuen. Der Grund dafür liegt in der Berechnung der Vergütung/Marktprämie nach dem EEG:

Seit dem 01.01.2023 änderte sich die Vergütungsgrundlage für PV-Anlagen in der geförderten Direktvermarktung. Es gibt zwei Berechnungsmodelle:

✅ Monatsmarktwert Solar (MW) - Gilt für PV-Anlagen mit EEG-Inbetriebnahme vor dem 01.01.2023.
✅ Jahresmarktwert Solar (JW) - Gilt für PV-Anlagen mit EEG-Inbetriebnahme ab dem 01.01.2023.

Der Vorteil des Monatsmarktwerts (MW): Keine Marktprämienverrechnung. Das bedeutet, dass die Marktprämienerlöse nicht durch eine jährliche Durchschnittsbildung des Marktwertes relativiert werden. -> Keine innerjährliche Verrechnung von Marktprämien.

Fazit: Wenn Sie eine PV-Anlage vor dem 01.01.2023 in Betrieb genommen haben, profitieren Sie weiterhin von höheren Marktprämien. Ein echter Vorteil für Bestandsanlagen!

Gesetzesgrundlage: www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/anlage_1.html

Schreiben Sie uns eine E-Mail mit Ihrer PV-Größe [kWp], die EEG-Vergütung/anzulegender Wert [Cent/kWh] und wir rechnen Ihnen gerne die Zusatzvergütung im Falle der Inbetriebnahme vor 01.01.2023 aus.

§51: Sinnvolle Anreize oder Fehlsteuerung?

Aktuell gibt es eine starre Grenze bei Zahlung der EEG-Vergütung/Marktprämie:

✅ Volle Zahlung, wenn der Strompreis bei 0,01 Cent/kWh liegt.
❌ Keine Zahlung, sobald der Preis auf -0,01 Cent/kWh fällt.

Diese feste 0-Cent-Grenze gemäß §51 EEG führt zu Fehlanreizen und bürokratischen Ausuferungen, statt den Markt sinnvoll zu steuern. Gibt es eine bessere, unbürokratischere Lösung?

Bürokratische Ausuferungen:

Das EEG ist mittlerweile so komplex, dass selbst Fachanwälte Schwierigkeiten haben, es in seiner Gesamtheit zu erfassen. Besonders problematisch ist die Abrechnung der EEG-Vergütung/Marktprämie:

Die Abrechnung ist so undurchsichtig, dass weder Anlagenbetreiber noch Steuerberater sie vollständig verstehen. Selbst Netzbetreiber müssen ihre eigens erstellten Abrechnungen regelmäßig korrigieren und rückwirkend Anpassungen für alle Abrechnungen seit der Inbetriebnahme der PV-Anlage verschicken, da eine Falschinterpretation des §51 EEG von Seiten der Netzbetreiber nicht selten vorkommt. Das Nachvollziehen einer Abrechnung, die Marktwert, Marktprämie, negative Strompreise und verschiedene EEG-§51-Varianten umfasst, ist fast unmöglich.

Unser Reformvorschlag

✅ Abschaffung aller Vergütungsgrenzen bei Voll- und Überschusseinspeisung (10 kWp, 40 kWp, 100 kWp, 400 kWp, 750 kWp, 1000 kWp) sowie die Aufhebung der Unterscheidung zwischen Voll- und Überschusseinspeisung.
✅ Gleichbehandlung von Dach- und Freiflächenanlagen.
✅ Einführung eines Umweltschutz-Investitionszuschusses pro kWp zur gezielten Förderung von Dachprojekten oder Agri-PV.
✅ Alternativ: Feste Prämie pro eingespeister kWh, unabhängig vom Marktpreis.
✅ Streichung von §51 EEG – alles andere führt zu mehr Bürokratie und hemmt die Energiewende.

Beide Modelle – Investitionszuschuss oder feste Prämie – schaffen eine marktwirtschaftliche Anreizstruktur und entlasten Netzbetreiber von aufwendiger Abrechnung. Die Umsetzung könnte ein kleines, staatliches Team übernehmen – deutlich effizienter als die heutige Praxis.

Bemerkung: Der oft genannte Vorschlag der CfDs (Contract for Difference) widerspricht einer marktwirtschaftlichen Anreizstruktur und reduziert die Bürokratie nicht – deshalb lehnen wir ihn ab.

➡️ Wir brauchen klare und verständliche Regelungen. Doch mit einem immer weiterwachsenden und übermäßig komplexen EEG ist das nicht zu erreichen. Am besten das Erneuerbare-Energien-Gesetz komplett neu denken.

Neue ENWG-Novelle: Schlechte Nachrichten für Aufdachanlagen (insbesondere Volleinspeisung)

Mit der neuen ENWG-Novelle werden für alle PV-Anlagen ab 7 kWp keine Energiemengen mehr vergütet, wenn die Strompreise an der Börse negativ sind.

Oft werden in diesem Zusammenhang Grafiken gezeigt, die lediglich die Anzahl der Stunden mit negativen Preisen darstellen. Doch diese Betrachtung ist wenig aussagekräftig.

Wir haben daher eine Grafik erstellt, die nicht nur die Häufigkeit, sondern auch die tatsächlichen Energiemengen visualisiert, für die keine Marktprämie ausbezahlt wird.

Damit wird das mögliche Verlustpotenzial durch negative Preise transparent.

EEG-Reform dringend nötig: Vereinfachung und Klarheit statt Unsicherheit in der PV-Branche

Politische Unsicherheiten und Branchenherausforderungen:

Die Auflösung der Bundesregierung bringt erhebliche Unsicherheiten für unsere Branche mit sich. Viele fragen sich nun, wie es weitergeht. Fest steht, dass es zunehmend schwieriger werden könnte, die zuletzt diskutierten Gesetze zur Förderung erneuerbarer Energien umzusetzen. Auch innerhalb der Branche herrscht Uneinigkeit darüber, ob und wie die EEG-Gesetze in ihrer aktuellen Form realisiert werden sollen.

Der derzeitige Entwurf ist so komplex, dass kaum noch jemand durchblickt, was aktuell gilt. PV-Installateure im mittelgroßen Bereich benötigen mittlerweile nicht nur einen spezialisierten EEG-Anwalt, sondern häufig sogar einen festangestellten Experten, um die rechtlichen Anforderungen zu bewältigen. Solche Fachleute sind jedoch rar, da nur wenige in Deutschland die Vielzahl an Gesetzesänderungen und deren Konsequenzen überblicken. Häufig fehlt zudem ein praxisnaher Zugang, den viele Anwälte nicht bieten.

Unsere Forderung: Die Gesetzgebung muss deutlich vereinfacht werden.

Vorschlag zur EEG-Vergütung:

Wir plädieren für die Abschaffung aller Vergütungsgrenzen bei Voll- und Überschusseinspeisung (10 kWp, 40 kWp, 100 kWp, 400 kWp, 1000 kWp) sowie für die Aufhebung der Unterscheidung zwischen Voll- und Überschusseinspeisung. Diese Trennung ist bereits jetzt widersprüchlich: Während es bei Anlagen unter 1000 kWp eine Unterscheidung bezüglich Voll- und Überschusseinspeisung gibt, entfällt diese für größere Anlagen.

Zudem sollte auch die Unterscheidung zwischen Dach- und Freiflächenanlagen aufgehoben werden. Um dennoch weiterhin Dachflächenprojekte oder auch Agri-PV zu fördern, könnte ein Umweltschutz-Investitionszuschuss pro kWp eingeführt werden.

Vorschlag zur Abrechnung:

Gewinne aus Jahren mit hohen Marktwerten für Solarstrom könnten vorgetragen und mit älteren Marktprämienzahlungen verrechnet werden, sodass keine Marktprämie ausgezahlt wird, bis diese Gewinne „aufgebraucht“ sind. So könnte vermieden werden, dass Zusatzgewinne entstehen, wenn sich die Marktwerte z. B. von 6 Cent in einem Jahr auf 4 Cent im folgenden Jahr ändern, was aktuell zu ungewollten Zusatzgewinnen führt.

Im Moment würde man in diesem Fall bei einem anzulegenden Wert (EEG-Vergütung) von 5 Cent im ersten Jahr 6 Cent und im zweiten Jahr 5 Cent Erträge erwirtschaften. §51 EEG sollte gestrichen werden, da er einerseits kaum Investitionssicherheit bietet und andererseits zu ungenaue Anreize setzt. Negative Strompreise gilt es durch eine umfassende Reform der Netzentgelte sowie Umlagen und Steuern zukünftig zu vermeiden. Negative Preise zeigen ein fundamentales Versagen der aktuellen Struktur, weshalb hier dringend Anpassungen erforderlich sind. Das EEG-Konto des Staates gibt Anreiz, diesen Zustand zu verändern.

Vorschlag zur Fernwirktechnik:

Netzbetreiber sollten sich darauf einigen, welche standardisierte Fernwirktechnik bei PV-Anlagen bis 1 MWp, 10 MWp und über 10 MWp eingebaut werden muss, und diese Standards dann landesweit umsetzen.

Als aktives Mitglied beim Bundesverband Solarwirtschaft werden wir versuchen, die Gesetzesänderungen positiv zu beeinflussen.

Gerne können Sie uns Ihre Gedanken zu unseren Gesetzesvorschlägen per Telefon unter 0151 70505040 mitteilen.

PPA, VPPA und Solarparkverpachtung – Was Sie wissen müssen

PPA, VPPA und Solarparkverpachtung – Was Sie wissen müsse

In den kommenden Wochen und Monaten werden wir uns in diesem Newsletter intensiv mit drei wichtigen Instrumenten für Betreiber von Solarparks beschäftigen:

✅ PPAs (Power Purchase Agreements)
✅ VPPAs (Virtual Power Purchase Agreements)
✅ Verpachtung von Solarparks als Alternative zu PPA/VPPA

In unserem Newsletter werden wir auf die Gemeinsamkeiten und Unterschiede dieser Ansätze eingehen und erläutern, wie Sie die für Ihre Solarparks passenden Lösungen finden.

Eines vorweg: Achten Sie auf die Details in den Vertragsbedingungen, insbesondere auf Regelungen zu negativen Strompreisen, die oft zu Lasten des Betreibers formuliert sind. Unsere Devise lautet: Ein Vertrag sollte von beiden Seiten vollständig verstanden werden. Nur so kann er zum Erfolg führen.

In den kommenden Beiträgen werden wir die verschiedenen Modelle genauer beleuchten und Ihnen hilfreiche Details für Ihre Entscheidungsfindung an die Hand geben.

Neue Freiheit für Aufdachanlagen in mehreren Bundesländern: 3 m² Module erlaubt

Neue Freiheit für Aufdachanlagen in mehreren Bundesländern: 3 m² Module erlaubte

Endlich dürfen in mehreren Bundesländern Photovoltaikmodule bis zu 3 Quadratmeter auf dem Dach installiert werden. In Bayern, Baden-Württemberg, Rheinland-Pfalz, Hessen, Nordrhein-Westfalen und Niedersachsen wurde die Begrenzung von 2 Quadratmetern aufgehoben. Für große Dachflächen bedeutet dies mehr Flexibilität und größere Freiheitsgrade in der PV-Planung, sodass eine optimale Nutzung der Flächen ermöglicht wird. Weitere Bundesländer werden voraussichtlich bald folgen.

Longi hat einen ausführlichen Artikel darüber verfasst:
https://www.longi.com/de/news/drei-quadrat-meterregel/

Werden sich negative Preise langfristig zur Mittagszeit durchsetzen

Werden sich negative Preise langfristig zur Mittagszeit durchsetzen?

Negative Strompreise könnten in Zukunft vermehrt auftreten, insbesondere zu Mittagszeiten. Mehrere Faktoren tragen zu diesem Trend bei:

1. Staatlich beeinflusste Kosten (Netzentgelte, Steuern, Abgaben, Umlagen): Diese fixen Kosten bieten aktuell wenig Anreiz, Strom dann zu verbrauchen, wenn die Preise besonders niedrig oder sogar negativ sind. Eine Flexibilisierung der Kostenstruktur könnte jedoch Anreize schaffen, den Verbrauch an die Preisschwankungen anzupassen. Ein denkbares Ziel wäre, dass keine zusätzlichen Kosten anfallen, wenn der Börsenstrompreis auf null sinkt. 2. Schneller PV-Ausbau und langsamer Speicherausbau: Die Geschwindigkeit des Photovoltaik-Ausbaus ist deutlich höher als der Ausbau von Stromspeicherkapazitäten. Ein zentraler Teil der Lösung könnte in der Integration von Elektroautos als flexible Speicher im Stromnetz liegen. Elektroautos können große Mengen an Energie speichern und so das Netz stabilisieren.

Lösungsvorschläge und Prognose:
Eine umfassende Reform der staatlich beeinflussten Kostenstruktur (Netzentgelte, Steuern, Abgaben, Umlagen) wäre ein zentraler Hebel, um diese Entwicklung zu steuern. Außerdem sollte die Integration von Elektroautos als Speichermöglichkeit ins Stromnetz erleichtert und unbürokratisch gestaltet werden. Wir gehen davon aus, dass es noch 2-3 Jahre dauern wird, bis sich der aktuelle Trend der starken Preisamplituden an den Strombörsen tagsüber stabilisiert (Bestfall), falls die umfassende Reform der Kostenstruktur glückt. Der Vorschlag des BMWKs „Strommarktdesign der Zukunft“ (Klicke hier zum öffnen) bietet interessante Ansätze. Es sollte Augenmerkt gelegt werden, die Veränderungen so verständlich wie möglich zu halten.

§51 EEG-Entwicklung

Im EEG2017: PV-Anlage ≥500 kWp → keine Marktprämie bei mindestens 6 Stunden Strompreise negativ (unabhängig vom Produktionsjahr)
Im EEG2021: PV-Anlage ≥500 kWp → keine Marktprämie bei mindestens 4 Stunden Strompreise negativ (unabhängig vom Produktionsjahr)
Im EEG2023: PV-Anlage ≥400 kWp → keine Marktprämie bei mindestens 4 Stunden (im Jahr 2023), mindestens 3 Stunden (im Jahr 2024 und 2025), mindestens 2 Stunden (im Jahr 2026) und mindestens 1 Stunde (ab 2027)
Ab EEG2025 (wahrscheinliches Scenario): PV-Anlage ≥100 kWp → keine Marktprämie bei mindestens 1 Stunde Strompreise negativ (unabhängig vom Produktionsjahr)

Alarmstufe Rot für die PV-Branche: Wiederholt sich das Fiasko von 2012/2013?

Im nebenstehende Graphen sehen Sie die drastischen Folgen des §51 EEG am realen Beispiel unserer 750 kWp PV-Anlage. Diese Auswirkungen sind alarmierend, und ab dem 01.01.2025 werden voraussichtlich bereits PV-Anlagen ab 100 kWp massiv betroffen sein.

Bezahlte Energie: 4.229,80 kWh
Unbezahlte Energie: 13.151,31 kWh
Realisierter Umsatz: 283,40 Euro
Erwarteter Umsatz: 1.164,53 Euro
Realer Umsatzverlust durch §51 EEG (21.08.2024 – 25.08.2024): 76 %

Diese Zahlen verdeutlichen die erheblichen wirtschaftlichen Herausforderungen, die dieser Paragraph mit sich bringt. Wir sind der Meinung, dass §51 EEG in seiner aktuellen Form die finanzielle Stabilität vieler Unternehmen in der PV-Branche gefährden könnte, wenn keine Anpassungen vorgenommen werden.

Bitte teilen Sie diesen Beitrag mit Ihren Geschäftspartnern und Kollegen, um das Bewusstsein für diese potenziellen Risiken zu schärfen. Gemeinsam können wir hoffentlich dazu beitragen, notwendige Änderungen zu bewirken.

In den kommenden Wochen werden wir unsere Prognosen der Umsatzrückgänge für die nächsten Jahre veröffentlichen.

Wichtige Änderungen ab dem 01.01.25

Wenn Sie ein Photovoltaik-Projekt mit einer Leistung zwischen 100 kWp und 400 kWp haben, ist jetzt schnelles Handeln gefragt. Wir raten dringend dazu, Ihre PV-Anlage vor dem 31. Dezember 2024 in Betrieb zu nehmen.

Ab dem 1. Januar 2025 treten neue Regelungen in Kraft, die die EEG-Vergütung/Marktprämie betreffen. Insbesondere wird keine Vergütung in den Stunden gewährt, in denen der Börsenstrompreis negativ ist (§51 EEG 2023: https://www.buzer.de/51_EEG_2023.htm). Diese Änderung könnte erhebliche finanzielle Auswirkungen haben: Über die gesamte Laufzeit des EEG (20 Jahre) erwarten wir derzeit einen durchschnittlichen Ertragsverlust von etwa 27 %. Für größere Anlagen, die bereits über 400 kWp hinausgehen, gelten diese Regelungen schon. Beachten Sie, dass die derzeitige Grenze von 400 kWp zum 1. Januar 2025 voraussichtlich auf 100 kWp gesenkt wird.

Was die Gesetzesänderung konkret in Zahlen bedeutet, werden wir in nächster Zeit veröffentlichen.

Absenkung der Direktvermarktungsgrenze

Der Gesetzgeber plant eine stufenweise Absenkung der Direktvermarktungsgrenze von 100 kWp auf 25 kWp ab dem 01.01.2025. Bei Fixkosten der Direktvermarktung mit dazugehöriger RLM-Messung von 2000–3000 Euro wird voraussichtlich das Segment von 25–100 kWp zum Stillstand kommen. Wir wollen hiergegen und gegen andere Maßnahmen vorgehen, die den Ausbau der Erneuerbare Energien mehr schaden als helfen.

Verabschiedung des Solarpaket 1

Mit der Verabschiedung des Solarpaket 1 haben sich die Vergütungen für die Einspeisung von Solarstrom um bis zu 1,5 Cent/kWh geändert (bedingt der beihilferechtlichen Genehmigung der EU-Kommission). Hier können Sie die aktuellen Einspeisevergütungen für Ihre Photovoltaikanlage berechnen: