Was lohnt sich nach der EEG-Förderung für eine Ü20-PV-Anlage?

Eine Option ist die Umstellung auf Eigenverbrauch. Hierbei sinkt zwar der Ertrag aus dem Stromverkauf. Dafür ersetzt der eigene, günstig produzierte PV-Strom aber den teureren Zukauf von Strom aus dem Netz. Voraussetzung ist, dass der Zählerschrank von der Volleinspeisung auf Eigenverbrauch umgerüstet wird. Diese Arbeit muss durch einen Fachbetrieb erfolgen. Die Kosten für den Anlagencheck sowie die Umrüstung liegen heute zwischen 660 und 800 €.

Bei Eigenverbrauchsanlagen (EV) ist es sinnvoll, möglichst viel des eigenen Strombedarfs durch PV-Strom zu decken. Es gilt: Wenn die Sonne scheint, sollte möglichst viel Strom verbraucht werden. Ist die Anlage für den reinen Eigenverbrauch „zu groß“, kann es wirtschaftlich sinnvoll sein, weitere Verbräuche zu generieren. Ein Beispiel hierfür ist die Umrüstung der zentralen Warmwasserbereitung. Mittels Trinkwasserwärmepumpe oder dem Einsatz eines Heizstabs im Warmwasserspeicher lässt sich die Technik häufig strombasiert betreiben.

Ein weiterer entscheidender Faktor, um den Eigenverbrauch zu erhöhen, kann die Investition in einen Batteriespeicher sein. Ohne Förderung liegen die Speicherkosten mit Wechselrichter und inklusive Produktionskosten derzeit zwischen 22 und 28 ct/kWh. Die Kosten hängen hierbei maßgeblich von der Größe der PV-Anlage und der Batterie ab. Bei technischer Aufwertung wie Notstromfähigkeit oder Autarkie des Speichers, steigen die Kosten pro kWh an. Ohne den Einsatz eines Energiemanagementsystems (EMS) ist der Einsatz eines Batteriespeichers jedoch nicht wirtschaftlich. Ein solches System macht den Speicher „intelligent“ und optimiert dadurch die Energieflüsse. Es entscheidet automatisch, wann Strom gespeichert, verbraucht oder ins Netz eingespeist wird.

Ohne EMS arbeitet ein Speicher relativ simpel: Die PV-Anlage erzeugt Strom. Überschüsse fließen in den Speicher, der sich über Nacht entlädt. Mit einem integrierten EMS kann der Speicher wesentlich mehr: Die typischen Funktionen sind: PV‑Überschüsse optimal speichern, anstatt sie unnötig einzuspeisen, den Speicher gezielt für den Nachtverbrauch nutzen, die Wallbox steuern, damit das E-Auto möglichst mit Solarstrom lädt, Wärmepumpe oder Warmwasserbereitung einschalten, wenn viel PV-Strom verfügbar ist, dynamische Stromtarife nutzen: Der Speicher lädt sich bei günstigen Börsenpreisen und entlädt sich bei hohen Strompreisen, Notstrom- oder Ersatzstrombetrieb ermöglichen.

Aufs Dach, aus dem Sinn – das ist in den vergangenen 20 Jahren der gängigste Weg für Photovoltaikanlagen gewesen. Anders gesagt: Bei den meisten Anlagen, die bis zum Jahr 2010 an das öffentliche Stromnetz angeschlossen wurden, ist die Volleinspeisung die Regel.

Steht jedoch ihr 20. Geburtstag bevor, sollte das künftige Einspeisekonzept in den Fokus des Betreibers rücken. Denn ihre bestehende Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) läuft aus. In unserem Auftakt zur Serie „Ü20-PV-Anlagen: Was kommt dann?“ geben wir einen Überblick über die Möglichkeiten nach dem Auslaufen der EEG-Förderung. Vom Eigenverbrauch über Speicherlösungen bis hin zur Direktvermarktung – eines bleibt gleich: Wer mit dem Sonnenstrom weiter ein gutes Geschäft machen will, muss aktiv werden.

Unternimmt der Betreiber einer Ü20-Anlage nichts, fließt der erzeugte Strom wie gewohnt ins öffentliche Stromnetz. „Ü20“ bedeutet in diesem Fall: 20 Jahre Laufzeit bis zum Jahresende, in dem die Förderung ausläuft. Ist dieser Zeitpunkt erreicht, endet die gesicherte Vergütung. Bis zu einer Größe von einschließlich 100 kWp muss der Netzbetreiber den Strom weiter abnehmen und eine Vergütung zahlen. Bei einer installierten Leistung von mehr als 100 kWp muss er den Strom zwar weiterhin physisch über sein Netz aufnehmen, ist jedoch grundsätzlich nicht mehr verpflichtet, den Strom in Gänze zu vergüten.

Diese Regelung hat die Bundesregierung im EEG 2023 bis einschließlich 2032 festgesetzt. Ein Blick auf die Größenstruktur aller PV-Anlagen in Deutschland zeigt: 99,4 % verfügen über weniger als 100 kWp Leistung. Lediglich 0,6 % der PV-Anlagen sind laut Solarenergie-Förderverein Deutschland größer.

Bei einer Anlage mit weniger als 100 kWp orientiert sich die Vergütung des eingespeisten Stroms am Börsenstrompreis. Genauer gesagt, am „Jahresmarktwert Solar“. Dieser beträgt je nach Börsenjahr zwischen drei und zehn Cent pro Kilowattstunde (siehe Tabelle). Die im EEG 2023 festgelegte Obergrenze von 10 ct/kWh ist jedoch fix. Davon zieht der Netzbetreiber eine Gebühr, den sogenannten Abzugsbetrag, ab.

Daraus ergibt sich für jeden Betreiber die Anschlussvergütung. Wer nach Ende der EEG-Vergütung nicht handelt, erhält automatisch diese Anschlussvergütung. Ein einfaches „Weiter so“ ist demnach die einfachste, aber nicht die wirtschaftlichste Option.

Eine Option ist die Umstellung auf Eigenverbrauch. Hierbei sinkt zwar der Ertrag aus dem Stromverkauf. Dafür ersetzt der eigene, günstig produzierte PV-Strom aber den teureren Zukauf von Strom aus dem Netz. Voraussetzung ist, dass der Zählerschrank von der Volleinspeisung auf Eigenverbrauch umgerüstet wird. Diese Arbeit muss durch einen Fachbetrieb erfolgen. Die Kosten für den Anlagencheck sowie die Umrüstung liegen heute zwischen 660 und 800 €.

Bei Eigenverbrauchsanlagen (EV) ist es sinnvoll, möglichst viel des eigenen Strombedarfs durch PV-Strom zu decken. Es gilt: Wenn die Sonne scheint, sollte möglichst viel Strom verbraucht werden. Ist die Anlage für den reinen Eigenverbrauch „zu groß“, kann es wirtschaftlich sinnvoll sein, weitere Verbräuche zu generieren. Ein Beispiel hierfür ist die Umrüstung der zentralen Warmwasserbereitung. Mittels Trinkwasserwärmepumpe oder dem Einsatz eines Heizstabs im Warmwasserspeicher lässt sich die Technik häufig strombasiert betreiben.

Ein weiterer entscheidender Faktor, um den Eigenverbrauch zu erhöhen, kann die Investition in einen Batteriespeicher sein. Ohne Förderung liegen die Speicherkosten mit Wechselrichter und inklusive Produktionskosten derzeit zwischen 22 und 28 ct/kWh. Die Kosten hängen hierbei maßgeblich von der Größe der PV-Anlage und der Batterie ab. Bei technischer Aufwertung wie Notstromfähigkeit oder Autarkie des Speichers, steigen die Kosten pro kWh an. Ohne den Einsatz eines Energiemanagementsystems (EMS) ist der Einsatz eines Batteriespeichers jedoch nicht wirtschaftlich. Ein solches System macht den Speicher „intelligent“ und optimiert dadurch die Energieflüsse. Es entscheidet automatisch, wann Strom gespeichert, verbraucht oder ins Netz eingespeist wird.

Ohne EMS arbeitet ein Speicher relativ simpel: Die PV-Anlage erzeugt Strom. Überschüsse fließen in den Speicher, der sich über Nacht entlädt. Mit einem integrierten EMS kann der Speicher wesentlich mehr: Die typischen Funktionen sind: PV‑Überschüsse optimal speichern, anstatt sie unnötig einzuspeisen, den Speicher gezielt für den Nachtverbrauch nutzen, die Wallbox steuern, damit das E-Auto möglichst mit Solarstrom lädt, Wärmepumpe oder Warmwasserbereitung einschalten, wenn viel PV-Strom verfügbar ist, dynamische Stromtarife nutzen: Der Speicher lädt sich bei günstigen Börsenpreisen und entlädt sich bei hohen Strompreisen, Notstrom- oder Ersatzstrombetrieb ermöglichen.

Eine weitere Möglichkeit ist der Wechsel in die „sonstige Direktvermarktung“ mit festen Preisen. Hier verkauft der Betreiber den Strom über einen festgelegten Zeitraum zu einem vorher ­vereinbarten Preis. Der Vorteil ist die Planungssicherheit bei fallenden Börsenpreisen. Bei stark steigenden Marktpreisen ist der steigende Profit jedoch ausgeschlossen.

Bei der sogenannten Spotmarkt-Vermarktung erfolgt eine viertelstündliche Vermarktung an der Strombörse. Der Preis unterliegt hierbei je nach Wetter und Stromverbrauch starken Schwankungen. Der Einsatz des Batteriespeichers ermöglicht hierbei, einen Teil der Einspeisung in Zeiten mit besseren Preisen zu verschieben. Erst ab einer Anlagengröße von mehr als 100 kWp und Volleinspeisung ist ein Einstieg in die Direktvermarktung lohnenswert.

Eine weitere Möglichkeit ist die Kombination aus Eigenverbrauch und Direktvermarktung. Der PV-Strom deckt während der Sonnenstunden zuerst den Eigenverbrauch. Überschüsse laden im Anschluss den Speicher und erst wenn der voll ist, wird vermarktet. Diese Variante ist besonders wirtschaftlich, wenn der Speicher technisch angepasst ist und der Betrieb einen hohen Nachtverbrauch aufweist. Durch diese aktive Vermarktung an der Strombörse steigen in den meisten Fällen die Stromerlöse.

Dem stehen jedoch deutlich höhere Kosten für die notwendigen Anpassungen der PV-Anlage, den Speicher und der Zählermessgeräte sowie eine „Direktvermarktungsgebühr“ gegenüber. Diese Gebühr behält der Vermarkter für seine Leistung ein. Beispielsweise für die Prognose der Stromerzeugung, die Vermarktung des Stroms an der Strombörse, Bilanzkreismanagement (Ausgleich von Abweichungen zwischen Prognose und tatsächlicher Einspeisung), Abrechnung und Meldungen an Netzbetreiber und Marktpartner. Diese Kombination lohnt sich meistens erst bei Anlagen mit mehr als 100 kWp.

„Energy-Sharing“ bedeutet auf Deutsch „Energie teilen“. Hier fließt der Strom aber nicht durch ein zusätzlich verlegtes Kabel zum Nachbarn. Sondern der Anlagenbetreiber speist den Strom in das öffentliche lokale Stromnetz ein. Dort wird er lokal verbraucht. Auf dem Papier ordnet der Netzbetreiber den Strom dem ursprünglichen Erzeuger zu.

Entscheidend ist hierbei nicht, dass der Strom physisch bei dem Abnehmer ankommt, sondern dass zwischen Erzeuger und Abnehmer ein Stromliefervertrag besteht. Mit dem gesetzlich vorgeschriebenen „Smart Meter“ misst der Netzbetreiber, wie viel Strom eingespeist und wie viel Strom vom direkten Kunden verbraucht wird. Das Messgerät verfügt über einen digitalen Stromzähler und über ein Kommunikationsmodul. Dieses Modul übermittelt automatisch den Stromverbrauch und die Einspeisung der PV-Anlage in 15-Minuten-Intervallen. Seit dem 1. Juni 2026 können Betreiber von Anlagen bis 30 kWp, ihren erzeugten Strom direkt an Mitglieder des Stromnetzes über die lokalen Leitungen liefern.

Mieterstrom bedeutet, dass der Sonnenstrom nicht ins öffentliche Netz eingespeist, sondern direkt an die Mieter im selben Gebäude geliefert wird. Fehlt Solarstrom, wird automatisch Strom aus dem öffentlichen Netz bezogen. Davon merken die Mieter nichts. Für die Mieter liegt der Vorteil bei einem vergünstigten Strompreis im Vergleich zum Grundversorger. Der Vermieter und Betreiber der PV-Anlage erzielt höhere Erlöse als bei reiner Einspeisung des Stroms.

Mieterstrom ist mehr als nur eine technische Verbindung. Es braucht ein passendes Messkonzept, Stromlieferverträge und die Einhaltung energierechtlicher Vorgaben. Zudem muss sich die Anlage direkt auf dem vermieteten Haus befinden. Bei weniger als drei Wohneinheiten lohnt sich Mieterstrom oft nicht.

Repowering – also der vollständige Abbau der Altanlage und der Ersatz durch eine Neuanlage – führt zum Ende des Vergütungsanspruchs. Lediglich im Fall von Gefahr, ausgehend von der PV-Anlage, kann es zu einer Ausnahmeregelung kommen.

Lohnt sich nach Ablauf der Förderung die Reparatur einzelner Module oder Wechselrichter nicht mehr, kann es wirtschaftlich sein, einzelne Elemente zu ersetzen oder abzubauen. Die verkleinerte Restanlage lässt sich häufig wirtschaftlich weiterbetreiben. Funktionstüchtige Altmodule lassen sich für eine Gartenhütte oder Ähnliches zu einer „Inselanlage“ umrüsten. Auf dem Gebrauchtmarkt dienen sie Betreibern, die defekte Module austauschen wollen. Gleiches gilt für Wechselrichter. Hier hat sich ein eigener Markt entwickelt. Das Förderende muss nicht das Ende der Anlage sein. Einfach weiterlaufen lassen ist immer möglich – aber selten der wirtschaftlichste Weg.