Auswirkungen der Nutzung von PV-Dachanlagen auf die Netzsituation

Durch Veränderungen der gesetzlichen Rahmenbedingungen für PV-Anlagen wird angestrebt, dass die Solarstromeinspeisung sich künftig daran orientiert, ob sie netzdienlich ist. Dies bedeutet, dass die Einspeisung durch Nutzung von lokalen Flexibilitäten möglichst so verschoben wird, dass sie nur dann erfolgt, wenn im Netz ein ausreichender Bedarf vorhanden ist und die Zeiten von nicht nutzbarer Solarstromeinspeisung so stark wie möglich reduziert werden. Dabei sind negative Strompreise nicht per se problematisch, da sie wichtige Marktsignale darstellen. Problematisch ist die Einspeisung von Strom, der über die Börse vermarktet werden muss, für den die PV-Anlagen-Betreiber aber nicht den tatsächlichen Börsenstrompreis, sondern eine andere – höhere – Vergütung erhalten. Dies führt zu marktinkompatiblem Verhalten und einem Ungleichgewicht zwischen Einspeisung und Nachfrage. Veränderte Regulierungsbestimmungen sollten dafür sorgen, dass die Einspeisung zu solchen Zeiten vermieden wird. Zur Verhinderung übermäßiger Solarstromeinspeisung gibt es bereits mehrere Regelungen, die mit dem Solarspitzengesetz im Jahr 2025 eingeführt wurden (Clearingstelle EEG 2025a):

1. Entfall der fixen Einspeisevergütung bei negativen Strompreisen, entsprechende Verlängerung des Vergütungszeitraumes.
2. Übergangsweise Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung auf 60 Prozent für Anlagen mit einer installierten Leistung unter 100 kW bis zum Einbau eines iMSys und einer Steuerbox (Clearingstelle EEG 2025b).
3. Steuerungsrollout: Netzbetreiber sind gesetzlich verpflichtet, die Fernsteuerbarkeit von neuen Anlagen sicherzustellen. Sie müssen die Fernsteuerbarkeit nach Einbau der Anlage testen und im Anschluss jährlich die Sichtbarkeit überprüfen. Wird dies nicht eingehalten, drohen Sanktionen.
4. Entbürokratisierung der Direktvermarktung, zum Beispiel vorübergehende Aussetzung der Pflicht zur Nutzung des iMSys in der Direktvermarktung; Klarstellung, dass vollständige Abregelung vorerst genügt.
5. Möglichkeit flexibler Netzanschlussvereinbarungen: Begrenzung der maximalen Wirkleistungseinspeisung in das Netz.
6. Abgrenzungs- und Pauschaloption von Stromspeichern (neu im Rahmen des MiSpeL-Prozesses der Bundesnetzagentur (BNetzA 2025a)). Dies ermöglicht die gemischte Speicherung von Grau- und Grünstrom bei Erhalt der Einspeisevergütung der PV-Anlage. Die Abrechnung erfolgt entweder durch die Auswertung eines zweiten Zählers vorm Batteriespeicher oder für Anlagen bis 30 kWp über eine pauschale Vergütung von maximal 500 kWh eingespeisten Stromes pro kWp.

All diese Maßnahmen wirken netzdienlich, insbesondere in Bezug auf die Einspeisespitze zur Mittagszeit. In diesen Stunden treten vor allem an sonnenreichen Tagen mit geringer Nachfrage gehäuft negative Strompreise auf. Das Netz ist dann – vor allem in ländlichen Gebieten – einspeiseseitig stark belastet, da dort eine hohe Dichte an PV-Anlagen auf schwächer dimensionierte Verteilnetze trifft. Hinzu kommt, dass in diesen Regionen auch Windkraft- und Biomasseanlagen konzentriert sind, was die Gesamtbelastung zusätzlich erhöht.

Über die genannten Maßnahmen hinaus gibt es weitere Anreize zu netzdienlichem Verhalten:

Dynamische Stromtarife müssen von Stromversorgern seit Januar 2025 angeboten werden. Sie bieten in Kombination mit einem PV-Batteriesystem einen Anreiz, erzeugten PV-Strom in der Batterie zu speichern und in Zeiten von hohen Preisen (zum Beispiel Abendstunden) zu verbrauchen. In Kombination mit haushaltsnahen Flexibilitäten können dynamische Strompreise zusätzlich einen Anreiz geben, in Zeiten geringer Strompreise (zum Beispiel mittags) durch Strombezug das Netz zu entlasten. Dabei entstehende höhere Gleichzeitigkeiten können jedoch das Verteilnetz zusätzlich belasten.

Zeitvariable Netzentgelte können im Rahmen von § 14a EnWG genutzt werden. Der Netzbetreiber muss steuerbare Verbrauchseinrichtungen drosseln können und bietet im Gegenzug vergünstigte Netzentgelte. Zeitvariable Netzentgelte mit einem auf Durchschnittswerten basierenden, im Voraus festgelegten Zeitfenster haben im Gegensatz zu dynamischen Netzentgelten nur eine begrenzte bis keine Auswirkung auf akute Netzengpässe, da sie die tatsächliche Überlastung nur unzureichend darstellen und Überlastungen somit nicht zuverlässig vermeiden können (Agora Energiewende und FfE 2023). Zum einen weisen Netzbetreiber aktuell für alle Netze in ihrem Netzgebiet dasselbe zeitvariable Netzentgelt aus. Diese arbeiten mit festen Zeitfenstern, sodass unterschiedlichen Belastungssituationen (hohe Einspeisung bei wenig Verbrauch im Vergleich zu hohem Verbrauch bei wenig Einspeisung im urbanen Raum) nicht Rechnung getragen wird. Zum anderen erfolgt keine Abbildung der aktuellen wetterabhängigen Netzsituation, sodass die Wirkung auf kurzfristige Netzengpässe als begrenzt einzustufen ist. Zeitvariable Netzentgelte werden daher lediglich als Übergangslösung auf dem Weg zu dynamischen Netzentgelten empfohlen (Agora Energiewende und FfE 2023).

§ 14a des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) regelt die netzorientierte Steuerung von sogenannten „steuerbaren Verbrauchseinrichtungen“ wie Wärmepumpen, Wallboxen und Batteriespeichern. Netzbetreiber vereinbaren mit Verbrauchern ein Steuerungsrecht bezüglich der Anlagen bei Netzengpässen und bieten im Gegenzug reduzierte Netzentgelte an.

Prognosebasiertes Laden: Viele Speicherhersteller statten ihre Batteriespeicher bereits mit der Möglichkeit zum prognosebasierten Laden aus. Das bedeutet, dass der Stromspeicher bei Stromüberschüssen nicht sofort vollständig geladen wird, sondern so betrieben wird, dass er die Einspeisespitze zur Mittagszeit reduziert. Dazu benötigt das System eine Wetterprognose. Neben der Reduktion der Netzbelastung kann auf diese Weise auch die Lebensdauer des Batteriespeichers verlängert werden (htw 2025).

Über die bestehenden Maßnahmen hinaus wird in der Branche und in der Politik intensiv diskutiert, wie kleine dezentrale PV-Dachanlagen stärker zur Netzentlastung, insbesondere in der Niederspannung, beitragen können. Im Folgenden werden Maßnahmen zu Einspeisung und Vergütung sowie zu Veränderung der Netzentgeltsystematik betrachtet:

Einspeisung und Vergütung

Direktvermarktung kleiner Anlagen: Wie oben beschrieben gibt es aktuell nur wenige Direktvermarkter, die Anlagen unter 100 kWp vermarkten. Eine Vereinfachung und Verbesserung der Prozesse in der Direktvermarktung ist Voraussetzung dafür, dass sich dieses Marktmodell nach Wegfall der fixen Einspeisevergütung als tragfähige Alternative etablieren kann. Aktuell sind die Transaktionskosten und der administrative Aufwand so hoch, dass eine viertelstundenscharfe Vermarktung des Stroms aus einzelnen kleinen Anlagen wirtschaftlich nicht darstellbar ist (Fraunhofer ISE 2026). Voraussetzungen für eine Verbesserung sind eine Beschleunigung des Smart-Meter-Rollouts, eine flächendeckende standardisierte Marktkommunikation sowie die vollständige Umsetzung der Marktkommunikationsverordnung. Der gesamte Prozess muss durchgängig digitalisiert und reibungslos gestaltet werden, um die Dienstleistungskosten signifikant zu senken. Die Umsetzung der notwendigen Prozessverbesserungen wird voraussichtlich noch mehrere Jahre in Anspruch nehmen. Damit steht die Direktvermarktung aktuell PV-Anlagenbesitzern nicht zu attraktiven Konditionen zur Verfügung. Auch nach der Umsetzung der genannten notwendigen Voraussetzungen ist unklar, ob die Strommengen für einen Direktvermarkter zu annehmbaren Transaktionskosten für den PV-Anlagenbetreiber vermarktet werden können. Gleichzeitig wird selbst bei verbesserten Prozessen eine Vermarktung zum Marktpreis die Wirtschaftlichkeit kleiner PV-Dachanlagen verschlechtern, da unklar ist, ob und in welcher Höhe stabile Erlöse aus der Direktvermarktung erzielt werden können.

Eine dynamische Einspeisevergütung ist – analog zu einem dynamischen Stromtarif – an die Börsenstrompreise gekoppelt. Die Einspeisung wird nachträglich viertelstündlich zu dem zum Zeitpunkt der Einspeisung geltenden Day-Ahead-Börsenstrompreis abgerechnet. Die Vermarktung übernimmt im Gegensatz zur Direktvermarktung nicht der Anlagenbetreiber oder ein Dienstleister, sondern der Netzbetreiber. Im Unterschied zur Direktvermarktung entfällt die Notwendigkeit einer individuellen Marktkommunikation zwischen Anlagenbetreiber, Direktvermarkter und Netzbetreiber, da kein Steuerungszugriff zur Optimierung des Vermarktungsergebnisses erfolgt, sondern die Verantwortung zur Optimierung des Netzbezugs und der Einspeisung beim Prosumer liegt. Ein Smart Meter ist für die viertelstündliche Abrechnung gleichwohl erforderlich; die übrigen Prozesshürden der Direktvermarktung (Fernsteuerbarkeit, Nachweispflichten, bilaterale Verträge) werden durch die zentrale Abwicklung über den ÜNB jedoch weitgehend umgangen. Die Wirtschaftlichkeit kleiner PV-Dachanlagen würde sich im Vergleich zur heutigen festen Einspeisevergütung voraussichtlich leicht verschlechtern, da Erlösrisiken durch volatile Marktpreise entstehen. Da sich die Vergütung am Börsenstrompreis und nicht am lokalen Netzzustand orientiert, ist die Wirksamkeit hinsichtlich lokaler Netzprobleme begrenzt.

Eine dauerhafte Begrenzung der PV-Einspeiseleistung wäre eine Maßnahme, die auf der aktuell übergangsweise bestehenden Regelung (§ 9 Absatz 2 EEG) aufbaut. Sie wird beispielsweise von der HTW Berlin als Alternative zur Direktvermarktung vorgeschlagen. Eine solche Begrenzung würde Einspeisespitzen zur Mittagszeit zuverlässig reduzieren und wäre technisch einfach umsetzbar, da lediglich eine Wechselrichter-Einstellung erforderlich ist. Da es sich jedoch um ein pauschales Instrument handelt, das weder aktuelle Strompreise noch lokale und zeitliche Gegebenheiten im Netz berücksichtigt, wird auch in Situationen abgeregelt, in denen das Netz die volle Einspeisung aufnehmen könnte. Die Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit kleiner PV-Dachanlagen mit Batteriespeicher wären, beispielsweise bei einer Begrenzung auf 50 bis 60 Prozent, gering.

Netzentgelte

Neue Netzentgeltsystematik (AgNes): Die Bundesnetzagentur entwickelt derzeit im sogenannten AgNes-Prozess eine neue Netzentgeltsystematik. Ziel ist es, „eine Netzentgeltsystematik zu entwickeln, die ein freies und faires Agieren aller Netznutzer an den verschiedenen Märkten ermöglicht, ohne die Belange der Netze zu vernachlässigen”. Dabei wurden zunächst unterschiedliche Konzepte bewertet. Für PV-Anlagen wird ein Prosumergrundpreis angedacht, einhergehend mit einer Reduktion der energiemengenbezogenen Komponente. Alternativ wird ein Kapazitätsentgelt diskutiert. Als Anreizkomponente für ein netzdienliches Verhalten sind dynamische Netzentgelte für den Strombezug in Diskussion. Bei der Festlegung dynamischer Netzentgelte sehen die Bundesnetzagentur und Netzbetreiber aktuell Schwierigkeiten – insbesondere bei der Erstellung örtlich differenzierter Prognosen zu Engpässen und Belastungen durch die Netzbetreiber sowie bei der Umsetzung dieser in räumlich und zeitlich differenzierte Preise. Das Modell soll daher zunächst auf höheren Spannungsebenen getestet werden, um anschließend zu prüfen, ob es auch auf die unteren Spannungsebenen übertragen werden kann (BNetzA 2025b, PV Magazine 2025).

Aktuell haben Verbraucher mit Elektrofahrzeug oder Wärmepumpe im Rahmen von § 14a EnWG die Möglichkeit, zeitvariable Netzentgelte zu nutzen. Würden zeitvariable Netzentgelte generell für Prosumer-Haushalte gelten, könnte dies auch die Netzintegration kleiner PV-Dachanlagen fördern. Der Effekt auf die Netzbelastung ist aktuell allerdings begrenzt bis nicht vorhanden, vergleiche Kapitel 2.1. Die Umsetzbarkeit wäre vergleichsweise einfach, da bestehende Abrechnungsverfahren lediglich auf einen größeren Kreis von Verbrauchern ausgeweitet werden müssten. Da PV-Dachanlagen mit Batteriespeicher flexibel auf zeitvariable Netzentgelte reagieren können, ist davon auszugehen, dass sich die Wirtschaftlichkeit unter diesem Modell leicht verbessert (EWI 2025).

Dynamische Netzentgelte könnten einen wirksamen Anreiz bieten, PV-Speichersysteme netzdienlich zu betreiben. Der Vorteil: Das Preissignal bildet idealerweise den tatsächlichen Netzzustand ab, sodass sich PV-Batteriesysteme genau an den realen Bedarf des Netzes anpassen können. Allerdings ist der Aufwand für die Netzbetreiber erheblich: Sie müssten den Netzzustand prognostizieren, daraus einen Preis ableiten und diesen kurzfristig an die Verbraucher übermitteln. Aktuell ist bereits die Umsetzung des § 14a EnWG eine Herausforderung für die Verteilnetzbetreiber. Ein solches dynamisches Netzentgelt erfordert eine vollständige Digitalisierung und entsprechende Kommunikationskanäle auf der Niederspannungsebene, die aktuell noch nicht gegeben sind. Daher werden dynamische Netzentgelte auf der Niederspannungsebene kurzfristig wahrscheinlich nicht eingesetzt – und möglicherweise auch mittel- bis langfristig nicht. Die Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit kleiner PV-Dachanlagen wären voraussichtlich vergleichbar mit denen zeitvariabler Netzentgelte – also leicht positiv, sofern die Anlagen über ausreichend Flexibilität (zum Beispiel Speicher) verfügen. Dem entgegen wirkt die zusätzlich notwendige Finanzierungskomponente für die Netze, die entweder aus einem kapazitätsbasierten Netzentgelt oder einem höheren Grundpreis bestehen wird.

Kapazitätsbasierte Netzentgelte auf den Strombezug wurden im Rahmen des AgNes-Prozesses diskutiert (BNetzA 2025b). In diesem Modell bestellen Anschlussnehmer im Voraus – gegebenenfalls für mehrere Jahre – eine gewünschte Netzkapazität. Das Überschreiten dieser gebuchten Kapazität ist mit einer Pönale (Malus) belegt. Es ist daher davon auszugehen, dass Verbraucher einen gewissen Sicherheitspuffer einplanen würden. Netzbetreiber könnten im Gegenzug nicht genutzte Kapazitäten neu verplanen und so die Effizienz der Netznutzung steigern. Eine Studie der FfE zeigt, dass ein Kapazitätspreis mit Malus-Komponente eine hohe Flexibilisierung des Gesamtsystems bewirken kann (FfE 2025). Die Umsetzbarkeit der Maßnahme wird von der Bundesnetzagentur allerdings als vergleichsweise aufwändig bewertet (BNetzA 2025b). Die Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit kleiner PV-Dachanlagen sind stark abhängig von der Höhe des Verbrauches sowie von der Ausgestaltung des Kapazitätsentgeltes. Die Untersuchung der FfE zeigt, dass Kapazitätspreise tendenziell zu höheren Kosten für Verbraucher mit geringem Verbrauch und geringem Eigenverbrauch (Prosumer ohne Elektroauto oder Wärmepumpe) und geringeren Kosten für Verbraucher mit hohem Verbrauch (Prosumer mit Elektroauto und Wärmepumpe) führen können, da letztere ihre Anschlusskapazität besser optimieren und dadurch Kosten sparen können (FfE 2025). Dies hängt jedoch stark von der Ausgestaltung des Kapazitätsentgeltes ab.

Ein erhöhter Grundpreis für Prosumer (Prosumergrundpreis) ist eine Alternative zu kapazitätsbasierten Netzentgelten als Finanzierungskomponente im Prosumerbereich. Der Prosumergrundpreis erhöht den Finanzierungsbeitrag der Prosumer, wirkt sich im Gegensatz zum Kapazitätsentgelt jedoch nicht auf Last- oder Einspeisespitzen der Prosumer aus. Zum jetzigen Zeitpunkt ist die mögliche, notwendige Höhe eines solchen Grundpreises unklar. Es ist zu erwarten, dass sich der Prosumergrundpreis negativ auf die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen auswirkt, da er die Fixkosten für Prosumer erhöht. Die aktuelle Planung der BNetzA sieht die Einführung eines Prosumergrundpreises vor und sieht von einem Kapazitätsentgelt ab.

Tabelle 1: Anreize, Umsetzbarkeit und Auswirkungen der Maßnahmen 

Agora Energiewende (2026) basierend auf Fraunhofer ISE