Vom Hausdach in den Strommarkt
Handlungsempfehlungen: ein Politikmix, der Wirtschaftlichkeit, Marktintegration und Verteilungsfragen berücksichtigt
Handlungsempfehlungen
- Der Gesetzgeber sollte für Anlagen unter 25 kWp die Einführung der Direktvermarkung zum ersten Januar 2031 vorsehen und die erforderlichen Rahmenbedingungen für attraktive Direktvermarktungsmodelle schaffen. Eine gut funktionierende Direktvermarktung setzt die flächendeckende Abdeckung mit Smart-Metern für kleine PV-Einspeiser, eine standardisierte Marktkommunikation und die durchgängige Digitalisierung der Prozesse voraus, wobei die Dienstleistungskosten auf 30 bis 50 Euro pro Jahr sinken müssen, damit diese Option für das kleine Anlagensegment attraktiv ist. Ein klarer Umsetzungsfahrplan und die Perspektive der verpflichtenden Direktvermarktung kann den Prozess hin zu einem attraktiven Direktvermarktungsmarkt in Gang setzen. Dabei kommt den Verteilnetzbetreibern eine entscheidende Rolle zu. Sie müssen die Prozesse umsetzen und machen damit eine effiziente Direktvermarktung erst möglich. Sie benötigen klare Umsetzungsfristen und regulatorische Anreize sowie signifikante Pönalen bei Nichterfüllung. Unsere Analyse zeigt, dass ein dynamischer Stromtarif die Marktintegration auf Bezugsseite verbessert, folglich sollte hier immer eine Kombination angestrebt werden.
- Der Gesetzgeber sollte auf dem Weg zur vollständigen Marktintegration eine Übergangsfrist bis zum 31. Dezember 2030 einführen, um einen Einbruch beim Zubau von Dach-PV zu vermeiden. Dies würde zu überschaubaren Mehrkosten von rund 160 Millionen Euro im Jahr 2030 führen und sichert die Wirtschaftlichkeit. Bei einer Marktwertdurchleitung, wie aktuell geplant, wäre dies für viele Projekte nicht der Fall. Zum Vergleich: Heute fließen jährlich insgesamt rund 8 Milliarden Euro in die Förderung aller Solaranlagen vom EEG-Konto, der Großteil in die Förderung alter Anlagen. Die EEG-Ausgaben sinken ab Anfang des kommenden Jahrzehnts deutlich auf etwa 1,5 Milliarden Euro in 2035, da teure Altanlagen zunehmend aus dem Förderregime fallen.
- Regierung, Bundesnetzagentur, Netzbetreiber, und Vermarkter sollten eng zusammenarbeiten, um die Basis für attraktive Direktvermarktungsmodelle zu schaffen. Zusammen mit der Option, PV-Erzeugung und Batteriebetrieb mit dem Strombezug zu kombinieren und zu optimieren, stärkt dies die flexible Integration wichtiger Energiewendetechnologien ins System. Sollte es nicht gelingen, auf Basis der Direktvermarktung die Wirtschaftlichkeitsschwelle für die Breite der investierenden Haushalte zu erreichen, so ist eine Rückfalloption zu prüfen; diese könnte in Form einer vereinfachten Vermarktung durch die Netzbetreiber mit regulatorisch vorgegebenen niedrigen Entgelten bestehen, die nur die Kosten für effiziente Prozesse abdeckt und so den Anreiz auf Seiten der Verteilnetzbetreiber stärkt, die Basis für Direktvermarktungsmodelle zu schaffen.
- Die Bundesnetzagentur sollte im Rahmen des laufenden Prozesses zur Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL) erlauben, dass Heimspeicher zukünftig Netzstrom einspeichern und wieder zurück ins Netz speisen dürfen. Auch E-Autos können so zukünftig als Speicher betrieben werden. Zur vollumfänglichen Nutzung des Batteriespeicherpotenzials ist die Abgrenzungs- und Pauschaloption im MiSpeL-Prozess umzusetzen. Ohne MiSpeL verhindern messtechnische und abrechnungstechnische Hürden die gleichzeitige Nutzung von Speichern für Eigenverbrauch und marktdienliche Netzstromspeicherung. Aber erst unter dieser Voraussetzung können dezentrale Heimspeicher durch gezielten Netzstrombezug bei niedrigen Preisen und Rückspeisung bei hohen Preisen systemdienlich betrieben werden.
- Die Bundesnetzagentur sollte im Rahmen der AgNes-Reform eine stärkere Beteiligung der Prosumer an den Netzkosten sicherstellen; gleichzeitig ist eine entsprechende Anpassung eng mit der EEG-Reform zu verzahnen, damit die Wirtschaftlichkeit von Dach-PV weiterhin gegeben ist. Eine Beteiligung in Form eines Prosumergrundpreises von 100 Euro pro Jahr würde verhindern, dass die Netzinfrastruktur vor allen von denjenigen bezahlt wird, die sich Energiewendetechnologien nicht leisten können. Ein wesentlich höherer Prosumergrundpreis als 100 Euro pro Jahr mindert, gerade für Prosumer mit geringer Eigenverbrauchsquote die Wirtschaftlichkeit. Perspektivisch könnten dynamische Netzentgelte dazu beitragen, die Stromnetze effizient zu nutzen. Sie bieten einen wirksamen Anreiz, PV-Speichersystem netzdienlich zu betreiben, und somit die Kostenbelastung an der Netzbelastung auszurichten. In der Diskussion über die zukünftige Netzfinanzierung sind daher die Anreizwirkung auf die notwendigen Investitionen sowie der tatsächliche Finanzierungsbedarf des Netzausbaus zwingend in einen Zusammenhang zu stellen.
- Eine konsequente Elektrifizierung im Gebäude- und Verkehrssektor, indem Haushalte bei einem Umstieg auf Wärmepumpen und E-Autos unterstützt werden, erhöht die Attraktivität von PV-Batteriesystemen und hilft Haushalten, ihre Energiekosten zu senken und unabhängiger von Preisschocks zu werden. Dabei sollte ein besonderes Augenmerk auf Haushalte mit geringerem finanziellem Spielraum gelegt werden. Eine Familie mit PV-Batteriesystem, Wärmepumpe und E-Auto kann unter diesen Bedingungen ihre Energiekosten gegenüber konventionellen Technologien um 33 Prozent senken, was die Elektrifizierung von Wärme und Mobilität auch aus finanzieller Sicht attraktiv macht. Bisher profitieren vor allem eher wirtschaftlich besser gestellte Haushalte mit eigenem Dach vom Zubau dezentraler Energietechnologien, während einkommensschwächere Haushalte und Mieter durch hohe Anfangsinvestitionen ausgeschlossen bleiben. Sozial gestaffelte Förderprogramme, Steckersolargeräte, verbesserte Mieterstrommodelle und perspektivisch Energy Sharing könnten den Zugang zu PV-Strom und Energiewende für alle Haushalte erleichtern und zu einer besseren Nutzung des Dachflächenpotenzials führen.