Freigaben — offene Erkenntnisse (12)

Signal: Offizieller EEG-Referentenentwurf möglicherweise veröffentlicht — EEG 2027: Kabinett beschließt Obergrenze für Abregelung von Ökostromanlagen - Börse Expres; EEG und Netzpaket: Kabinett macht Weg frei - energate messenger; Rabot Energy, Clever-PV und Inexogy wollen Direktvermarktung von Photovoltaik-Strom anbiet. Konsequenz: Den als ⚠ VORLÄUFIG gekennzeichneten EEG-2027-Eintrag (Kandidat e033f60c-d1da-4aa7-8283-cd66a7c15dfb) prüfen: offizielle Quelle nachtragen, Inhalt abgleichen und regulär freigeben oder korrigieren.

Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung: Solarstrom im Haus verteilen, ohne Vollversorger zu werden. Der neue §42b EnWG (Solarpaket I, Mai 2024) ermöglicht es, Strom aus einer Gebäudestromanlage (z.B. Dach-PV) ohne Durchleitung durch ein Netz anteilig an Letztverbraucher im selben Gebäude oder dessen Nebenanlagen zu liefern (Gebäudestromnutzungsvertrag mit Aufteilungsschlüssel). Anders als beim Mieterstrom gibt es KEINE Vollversorgungspflicht: Die Teilnehmer decken ihren Reststrombedarf über einen eigenen, frei wählbaren Stromliefervertrag; im Gegenzug ist eine EEG-Förderung (Mieterstromzuschlag) für die in der Kundenanlage verbrauchten Strommengen ausgeschlossen. Konsequenz: bürokratiearme Alternative zum Mieterstrom für WEG, Mehrfamilien- und Gewerbegebäude. (§42b EnWG)

Speicher dürfen seit Mai 2024 jahresweise 'grün' sein -- Mischnutzung kostet die Förderung nicht mehr für immer. Das Speicher-Ausschließlichkeitsprinzip des §19 Abs.3 EEG gilt seit dem Solarpaket I (Wirkung ab 16.05.2024) nur noch kalenderjahresbezogen: Nach dem neuen §19 Abs.3a EEG bleibt der Förderanspruch (Marktprämie/Einspeisevergütung) für aus einem Stromspeicher ins Netz eingespeisten Strom erhalten, wenn innerhalb des Kalenderjahres ausschließlich Strom aus erneuerbaren Energien oder Grubengas zwischengespeichert wurde -- ein Graustrom-Betrieb in früheren Jahren schadet nicht mehr (kein 'Ewigkeitsbezug'). §19 Abs.3b EEG gibt der BNetzA zudem eine Festlegungskompetenz für flexiblere Speichernutzung. Konsequenz: Ein BESS kann jahresweise zwischen Grün-Förderbetrieb und Grau-Arbitrage wechseln. (§19 Abs.3/3a/3b EEG 2023)

Großspeicher treiben den deutschen Speichermarkt -- Heimspeicher stagnieren (Markttrend 2025, bestätigt auf der ees Europe 2025 in München). Nach Zahlen des Bundesverbands Solarwirtschaft (BSW-Solar) gingen 2025 rund 600.000 neue stationäre Batteriespeicher mit etwa 6,5 GWh in Betrieb; die Heimspeicher-Nachfrage sank dabei um rund 8 Prozent gegenüber 2024, während sich der Markt für neu installierte Großspeicher der Megawattklasse mehr als verdoppelte und Gewerbespeicher um rund 30 Prozent zulegten. Insgesamt sind in Deutschland rund 2,4 Millionen Batteriespeicher in Betrieb. Die Anschluss-Nachfrage übersteigt die Netzkapazität inzwischen deutlich (allein Schleswig-Holstein: über 27 GW Speicher-Anschlussbegehren laut Landesregierung). Konsequenz: Das Wachstum verlagert sich von Haushalts- zu Projektgeschäft -- Netzanschluss und Netzentgelt-Systematik werden zum Engpass- und Kostenfaktor für BESS-Projekte. (BSW-Solar Marktzahlen; LT-SH Drs. 20/3219)

Mehrere PV-Anlagen können rechtlich EINE Anlage sein -- entscheidend für Förderhöhe und Schwellenwerte. Nach §24 Abs.1 EEG werden mehrere Anlagen unabhängig von den Eigentumsverhältnissen zur Ermittlung der Förderhöhe (§19 Abs.1) und zur Bestimmung der Anlagengröße (§21 Abs.1, §22) als eine Anlage behandelt, wenn kumulativ: (1) selbes Grundstück, Gebäude, Betriebsgelände oder unmittelbare räumliche Nähe, (2) gleichartige erneuerbare Energien, (3) leistungsabhängiger Förderanspruch und (4) Inbetriebnahme innerhalb von 12 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten. Konsequenz: Wer Anlagen stückelt, um unter Schwellen zu bleiben (z.B. 100-kW-Direktvermarktungspflicht), riskiert die Zusammenfassung -- Schwellen werden anlagenübergreifend geprüft. (§24 Abs.1 EEG 2023)

Speicher-Anschlussanfragen übersteigen die Netzkapazität um ein Vielfaches -- Schleswig-Holstein zeigt das Ausmaß und den Ausweg. Nach Antwort der Landesregierung Schleswig-Holstein (Landtags-Drucksache 20/3219) liegen allein bei der Schleswig-Holstein Netz (Verteilnetz) 280 Anschlussbegehren für Batteriespeicher mit zusammen 12,6 GW vor, bei TenneT (Übertragungsnetz) weitere 35 Anfragen mit 14,6 GW -- zusammen über 27 GW Speicher-Anschlusswünsche in einem Bundesland; die Bearbeitung dauert real ca. sechs bis sieben Monate. Als Ausweg setzen Netzbetreiber auf flexible Netzanschlussvereinbarungen (für Speicher/Verbraucher: §17 Abs.2b EnWG; für EE-Anlagen: §8a EEG), bei denen der Anschluss gegen zeitweise Wirkleistungsbegrenzung schneller gewährt wird. Konsequenz: BESS-Projektierer müssen lange Anschluss-Vorlaufzeiten einplanen und sollten FCA-Angebote aktiv prüfen. (LT-SH Drs. 20/3219; §17 Abs.2b EnWG; §8a EEG)

Ü20-Anlagen bekommen bis Ende 2032 den Jahresmarktwert vom Netzbetreiber -- ohne eigenen Vermarkter. Ausgeförderte PV-Anlagen bis 100 kW (keine Windenergieanlagen) können ihren Strom nach Ende des 20-jährigen EEG-Vergütungszeitraums weiter dem Netzbetreiber überlassen und erhalten dafür eine Vergütung auf Basis des Jahresmarktwerts Solar abzüglich Vermarktungskosten. Das Solarpaket I hat diese Regelung vom 31.12.2027 bis zum 31.12.2032 verlängert (§25 Abs.2 EEG 2023). Die Jahresmarktwerte ermitteln und veröffentlichen die vier Übertragungsnetzbetreiber auf netztransparenz.de. Konsequenz: Ü20-Betreiber haben bis 2032 eine bürokratiearme Rückfalloption -- wirtschaftlich attraktiver ist meist Eigenverbrauch oder Direktvermarktung. (§25 Abs.2, §23b EEG 2023)

Bidirektionales Laden (V2G/V2H/V2B) wird marktreif -- E-Autos werden zu flexiblen Stromspeichern (Trend 2025; erstmals eigene Sonderschau auf der The smarter E Europe 2025 in München). Die netzseitigen Regeln dafür stehen: Der VDE-FNN-Hinweis 'Bidirektionales Laden' (Februar 2024) beschreibt Laden und Rückspeisen von Elektrofahrzeugen aus Netzsicht, die Rückspeisung in der Niederspannung läuft über den Nachweis nach VDE-AR-N 4105; steuerbare Ladepunkte über 4,2 kW unterliegen zudem der netzorientierten Steuerung nach §14a EnWG (BNetzA-Festlegung BK6-22-300) mit reduzierten Netzentgelten im Gegenzug. Konsequenz: Wer Ladeinfrastruktur plant, sollte Rückspeisefähigkeit (V2G/V2H) und §14a-Steuerbarkeit von Anfang an mitdenken -- E-Auto-Flotten werden zu Flexibilitäts-Assets. (VDE-AR-N 4105; §14a EnWG; BK6-22-300)

Ohne Marktstammdatenregister-Eintrag schrumpft die EEG-Förderung auf null -- Frist: ein Monat ab Inbetriebnahme. Jede Stromerzeugungsanlage und jeder Batteriespeicher muss im Marktstammdatenregister (MaStR) der Bundesnetzagentur registriert werden; die Registrierung muss innerhalb eines Monats nach der Inbetriebnahme erfolgen (§5 MaStRV). Solange Anlagenbetreiber die zur Registrierung erforderlichen Angaben nicht übermittelt haben, verringert sich der anzulegende Wert der EEG-Förderung auf null (§52 Abs.1 EEG 2023) -- die Förderung fällt für diesen Zeitraum faktisch aus. Konsequenz: MaStR-Registrierung (Anlage UND Speicher als separate Einheiten) sofort bei Inbetriebnahme erledigen und die Bestätigung archivieren. (§5 MaStRV, §52 Abs.1 EEG 2023)

Speicher-Strombezug ist 20 Jahre netzentgeltfrei -- das Fenster läuft bis 03.08.2029. Batteriespeicher, die nach dem 31.12.2008 errichtet und innerhalb von 18 Jahren ab dem 04.08.2011 (also bis zum 03.08.2029) in Betrieb genommen werden, sind nach §118 Abs.6 EnWG für 20 Jahre ab Inbetriebnahme von den Netzentgelten für den Bezug des zu speichernden Stroms freigestellt. Voraussetzung: Der Strom wird aus dem Netz entnommen und zeitlich verzögert wieder in DASSELBE Netz eingespeist; §21 EnFG gilt entsprechend. Konsequenz: BESS-Business-Cases mit Netzbezug (Arbitrage) hängen am IBN-Datum vor der 2029-Klippe. (§118 Abs.6 EnWG)

Batteriespeicher verdienen am Regelleistungsmarkt -- aber nur nach Präqualifikation beim ÜNB. Batteriespeicher können in Deutschland Regelleistung (FCR/Primärregelung und aFRR/Sekundärregelung) erbringen und vermarkten. Voraussetzung ist die Präqualifikation beim Anschluss-ÜNB nach den gemeinsamen Präqualifikationsbedingungen der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW), veröffentlicht auf regelleistung.net; die Beschaffung der Regelleistung erfolgt diskriminierungsfrei und transparent in Ausschreibungen über die gemeinsame Vergabeplattform (§22 Abs.2 EnWG). Konsequenz: Ohne Präqualifikation kein Regelleistungserlös -- den PQ-Prozess früh im BESS-Projekt starten. (§22 EnWG)

Neue Heimspeicher, Wallboxen und Wärmepumpen über 4,2 kW müssen netzdienlich dimmbar sein -- dafür gibt es reduzierte Netzentgelte. Seit dem 01.01.2024 unterliegen neu in Betrieb genommene steuerbare Verbrauchseinrichtungen mit mehr als 4,2 kW Netzanschlussleistung (u.a. Batteriespeicher im Ladebetrieb, private Ladepunkte, Wärmepumpen) der netzorientierten Steuerung nach §14a EnWG gemäß BNetzA-Festlegung BK6-22-300 vom 27.11.2023: Der Netzbetreiber darf den Anschluss nicht mehr wegen Netzüberlastung ablehnen, darf aber bei drohender Überlastung den Bezug temporär auf mindestens 4,2 kW dimmen (kein vollständiges Abschalten mehr); im Gegenzug erhält der Betreiber reduzierte Netzentgelte (Modulsystem). Konsequenz: Heimspeicher-/Wallbox-Projekte müssen die Steuerbarkeit (EMS/Steuerbox) von Anfang an einplanen. (§14a EnWG, BK6-22-300)