Vergütungsmechanismen und mögliche Auswirkungen auf Kosten und Nutzen verschiedener Personengruppen

Bei einem Gesamtstrombedarf von rund 12.000 kWh/a beträgt die Eigenverbrauchsquote ca. 61 Prozent.

Aufgrund dieser hohen Eigenverbrauchsquote liegen die jährlichen Stromkosten mit PV-Anlage in allen Fällen unterhalb der Kosten eines reinen Netzstrombezugs, das heißt, die Anschaffung eines PV-Batteriesystems ist in allen Varianten günstiger als die Alternative des vollständigen Strombezugs aus dem Netz. Im Fall Direktvermarktung steigen die Stromkosten gegenüber dem Status quo um 185 Euro pro Jahr. Dies ist vor allem auf den Prosumergrundpreis, die zusätzlichen Direktvermarktungskosten sowie die geringeren Erlöse für den eingespeisten Überschussstrom zurückzuführen. Im Fall Nulleinspeisung wird der erzeugte Strom ausschließlich für den Eigenverbrauch genutzt; rund 3.900 kWh Strom werden jährlich abgeregelt. Die Wirtschaftlichkeit dieses Falls ist mit der Direktvermarktung vergleichbar, da keine Dienstleistungsgebühren für die Direktvermarktung anfallen, gleichzeitig jedoch auch keine Erlöse für überschüssige Erzeugung erzielt werden. Dies zeigt auch, dass die Kosten der Direktvermarktung ihren Nutzen aufwiegen. Die geringsten Kosten ergeben sich im Fall Dynamische Einspeisevergütung. Dies ist in erster Linie auf die Nutzung des dynamischen Stromtarifs sowie auf die Möglichkeit eines flexiblen Strombezugs und einer flexiblen Einspeisung durch den Batteriespeicher zurückzuführen.

Abbildung 12 zeigt die jährlichen Stromkosten einer vierköpfigen Familie in einem Bestandsgebäude ohne Elektrofahrzeug und Wärmepumpe, mit einer 6-kWp-PV-Anlage und einem 6-kWh-Batteriespeicher in den vier betrachteten Fällen. Als Referenz sind erneut die Stromkosten desselben Haushalts ohne PV-Anlage mit fixem Stromtarif und fixen Netzentgelten dargestellt. Bei einem Stromverbrauch von rund 3.800 kWh/a beträgt die Eigenverbrauchsquote dieser Familie lediglich 44 Prozent. Die jährlichen Gesamtkosten – bestehend aus Strombezugskosten und Annuität des PV-Batteriesystems – liegen in allen betrachteten Fällen über den Kosten eines reinen Netzbezugs ohne PV-Anlage. Dies ist auf die geringere Eigenverbrauchsquote sowie die höheren spezifischen Investitionskosten der kleineren Anlage zurückzuführen. Dieses Ergebnis verdeutlicht, dass PV-Batteriesysteme unter den untersuchten Rahmenbedingungen nur für Haushalte mit hohem Stromverbrauch und entsprechend hoher Eigenverbrauchsquote wirtschaftlich darstellbar sind.

Für klassische Prosumer mit niedrigeren Verbräuchen, ohne Elektroauto und Wärmepumpe, zeigt sich: Die Stromkosten sind ohne PV-System am geringsten. Mit PV-Batteriesystem führt die fixe Einspeisevergütung im Fall Status quo zu den geringsten Stromkosten, gefolgt vom Fall Dynamische Einspeisevergütung. Die an den Gesetzentwurf angelehnte Variante Direktvermarktung erhöht die Kosten deutlich und ist deutlich unwirtschaftlich, ebenso die Variante Nulleinspeisung.

Zu berücksichtigen ist hierbei, dass mit einem festen Preis von 1.975 Euro/kWp für die PV-Anlage und 600 Euro/kWh für den Batteriespeicher gerechnet wurde. In der Realität können die Preise für PV-Anlagen bis zu 500 Euro/kWp schwanken, insbesondere durch Unterschiede in den Installationskosten. Daher ist davon auszugehen, dass es auch heute PV-Batteriesysteme mit geringeren Eigenverbrauchsquoten gibt, die trotzdem wirtschaftlich betrieben werden können.

Wirtschaftlichkeit – Vergleich der Verbraucher

Werden die Energiekosten der betrachteten Verbraucher im Vergleich dargestellt, zeigen sich ähnliche Ergebnisse für alle vier Fälle. Beispielhaft werden der Fall Status quo und der Fall Dynamische Einspeisevergütung dargestellt. Abbildung 13 zeigt die jährlichen Gesamtenergiekosten der betrachteten Beispielhaushalte im Fall Status quo im Vergleich. Da der Strombedarf eines Haushalts mit PV-Batteriesystem, Wärmepumpe und Elektrofahrzeug deutlich höher ist als der eines Haushalts ohne elektrifizierte Wärmeversorgung und Mobilität, werden für einen aussagekräftigen Vergleich die Betriebskosten eines Verbrennerfahrzeugs sowie die Brennstoffkosten einer Gasheizung bei den nicht-elektrifizierten Haushalten hinzugerechnet. Für Haushalte mit Wärmepumpe wird zudem die Annuität der Wärmepumpeninvestition berücksichtigt und für die Familie mit Gastherme die Annuität der Gastherme. Mietshaushalte zahlen die Investition in ein neues Heizsystem nicht direkt, daher wird hier keine Annuität für die Heizung addiert. Bei den Mobilitätskosten wird davon ausgegangen, dass die Auswahl des Autos und mögliche Differenzkosten zwischen Elektroauto und einem herkömmlichen Verbrenner nicht den Energiekosten zuzuweisen sind, sondern die Investition in ein Auto aus anderen Gründen erfolgt.

Der Vergleich zeigt, dass Haushalte in einem Einfamilienhaus mit PV-Batteriesystem, Wärmepumpe und Elektrofahrzeug geringere Gesamtenergiekosten aufweisen als Haushalte in einer Mietwohnung mit Gasheizung und Verbrennerfahrzeug bei vergleichbarer Wohngröße und Fahrleistung, wobei erstere höhere Investitionskosten tragen. Im Beispiel liegen die Energiekosten einer Familie in einer Mietwohnung rund ein Drittel über denen eines vergleichbaren Haushalts in einem Bestandsgebäude mit PV-Batteriesystem, Elektrofahrzeug und Wärmepumpe und knapp doppelt so hoch wie die eines vergleichbaren Haushalts im Neubau.

Ein ähnliches Bild zeigt sich im Fall Dynamische Einspeisevergütung, wobei die Kosten für die vollständig elektrifizierten Haushalte hier nochmals niedriger ausfallen. Die Energiekosten einer Familie in einer Mietwohnung liegen in diesem Fall rund 45 Prozent über denen eines Haushalts im Bestandsgebäude mit PV-Batteriesystem, Elektrofahrzeug und Wärmepumpe und sind doppelt so hoch wie bei einem vergleichbaren Haushalt im Neubau. Zu beachten ist, dass die Mietshaushalte hier ebenfalls mit einem dynamischen Strombezugspreis berechnet sind. Ohne lastseitige Flexibilität führen dynamische Strompreise bei typischen Lastprofilen für die Mietshaushalte zu höheren Strombezugskosten. Wenn diese jedoch im fixen Stromtarif des Status quo-Falls bleiben, bleiben ihre Stromkosten geringer, während die Prosumer von dynamischen Stromtarifen profitieren.

Insgesamt zeigt sich, dass das Gesamtpaket Energiewende einen deutlichen Kostenvorteil bietet, insbesondere bedingt durch die höhere Effizienz der Technologien Wärmepumpe und Elektroauto, die im Verhältnis deutlich weniger Strom benötigen als aktuelle Technologien Brennstoffe bei gleichem Nutzungsprofil. Allerdings verschieben sich die entstehenden Kosten deutlich von den Betriebskosten zu den Anschaffungskosten. Grundsätzlich können auch Mieter durch den Umstieg auf ein Elektroauto Kostenersparnisse erzielen, selbst bei Nutzung öffentlicher Ladesäulen und damit höheren Ladepreisen, da die Effizienz von Elektromotoren deutlich höher ist.

Sensitivitätsanalyse

Abbildung 15 zeigt die Sensitivitätsanalyse für den Fall Direktvermarktung am Beispiel der Familie mit Elektrofahrzeug und Wärmepumpe im Bestandsgebäude. Der Strompreis, die Investitionskosten der PV-Anlage sowie die Eigenverbrauchsquote weisen den größten Einfluss auf die jährlichen Stromkosten und somit auf die Wirtschaftlichkeit auf. Die übrigen Parameter bewirken eine deutlich geringere Ergebnisvariation. Eine höhere Eigenverbrauchsquote verringert die Stromkosten, da die vermiedenen Strombezugskosten die niedrigeren Einnahmen aus der Netzeinspeisung kompensieren. Durch diesen Effekt haben die Einsparungen aus dem Eigenverbrauch einen maßgeblichen Effekt auf die Wirtschaftlichkeit des Systems. Bei gegebenem Eigenverbrauch zeigt die Sensitivitätsanalyse, wie stark Preisanstiege auf der Strombezugsseite die Stromkosten erhöhen. Die Kosten der Direktvermarktung selbst fallen weniger ins Gewicht, da hier die Gesamtkosten des Prosumers betrachtet werden und diese Gebühren nur einen geringen Anteil ausmachen. In Bezug auf die Attraktivität des Wechsels in die Direktvermarktung sind sie dennoch relevant, da die erzielbaren Erlöse die Gebühren übersteigen müssen, damit der Prosumer nicht die Nulleinspeisung oder die unentgeltliche Abnahme wählt.

Die Sensitivitätsanalyse zeigt deutlich, dass geringere Investitionskosten als in dieser Studie angenommen die Wirtschaftlichkeit von PV-Batteriesystemen steigen lassen, ebenso, dass ein Anstieg der Investitionskosten besonders in den Fällen, in denen die ökonomischen Ressourcen knapp sind, die Systeme schnell unwirtschaftlich werden lässt.

Der Fall Direktvermarktung setzt zusätzliche marktkompatible Anreize auf der Einspeiseseite. Nicht nur müssten Verbraucher für ihre Einspeisung in Zeiten negativer Börsenstrompreise zahlen, sodass sie dies im Fall Direktvermarktung durch höheren Eigenverbrauch und Abregelung unterlassen (Abbildung rechts, unterer linker Quadrant), sondern die Einspeisung wird zusätzlich in Perioden mit höheren Strompreisen verschoben. Durch die Kombination mit einem bisher üblichen fixen Stromtarif kommt es jedoch gleichzeitig zu Strombezug in Phasen hoher Börsenstrompreise. Im Fall Dynamische Einspeisevergütung werden die Einspeiseanreize durch die Weiterreichung von Börsenstrompreisen an den Markt gekoppelt und es findet keine Einspeisung bei negativen Preisen statt.6 Zusätzlich führt hier der dynamische Strombezugstarif dazu, dass der Bezug in Zeiten mit niedrigeren und zum Teil negativen Strompreisen verschoben wird (obere Quadranten). Gleichzeitig kommt es zu einer vermehrten Einspeisung bei höheren Strompreisen.

Das dargestellte Prosumerverhalten lässt sich in der Kennzahl Nettomarktwert zusammenfassen. Sie ergibt sich, wenn vom Marktwert der Netzeinspeisung der Marktwert des Netzbezugs abgezogen wird. Intention dieser Betrachtung ist, dass zusätzliche Einspeisung in Zeiten mit positiven Strompreisen den Markt entlastet, während zusätzlicher Bezug die Marktkosten erhöht. Umgekehrt wirkt sich zusätzliche Einspeisung in Viertelstunden mit negativen Preisen negativ auf den Markt aus, während zusätzlicher Bezug den Markt entlastet.7 In die Kennzahl des Nettomarktwertes fließen diese Effekte jeweils umso stärker ein, je höher der absolute Wert des Day-Ahead-Preises ist. Abbildung 17 zeigt die Veränderung des Nettomarktwertes im Vergleich zum Status quo bei den jeweiligen Haushaltstypen in den unterschiedlichen Varianten. Ein positiver Wert bedeutet eine Verbesserung des Marktwertes im Vergleich zum Status quo, ein negativer Wert eine Verschlechterung. Der Vergleich der Fälle zeigt für alle Verbraucher, dass das Solarspitzengesetz durch den Wegfall der Einspeisevergütung in Perioden mit negativen Börsenstrompreisen eine Verbesserung der Marktintegration aller Prosumer erreicht, sofern diese den Strom selber nutzen oder abregeln, anstatt ihn unentgeltlich einzuspeisen. Der Fall Nulleinspeisung würde hingegen bei allen Prosumern zu einer deutlich stärkeren Belastung des Marktes führen. Grund hierfür ist, dass die Haushalte bei Nulleinspeisung nur noch als Verbraucher auftreten, die primär zu Zeiten höherer Börsenstrompreise Netzstrom beziehen. Ihr Marktbeitrag als Produzenten wird nicht nur in Zeiten negativer Strompreise unterbunden, sondern zusätzlich auch in Zeiten positiver Strompreise, in welchen eine Einspeisung marktdienlich wäre. Gleichzeitig haben sie in der Kombination mit einem fixen Strombezugspreis keinerlei Anreize, ihren Netzbezug in Zeiten negativer oder geringer Strompreise zu verschieben. Der Fall Nulleinspeisung ist daher sowohl für die Betreiber als auch für das System die schlechteste Option.

Im Gegensatz dazu führt der Fall Direktvermarktung zu einer deutlichen Verbesserung des Marktwertes, da hier ein Anreiz zur Verschiebung der Einspeisung hin zu Zeiten höherer Preise gesetzt wird. Der Fall Dynamische Einspeisevergütung verbessert den Nettomarktwert noch stärker als der Fall Direktvermarktung, durch die Kombination mit einem dynamischen Stromtarif, da diese auch auf der Bezugsseite einen marktkompatiblen Anreiz setzt. Zusammengenommen erhöht sich so der Marktwert des eingespeisten Stroms abzüglich des Marktwertes des bezogenen Stroms gegenüber dem Fall Status quo um 91 bis 276 Euro im Jahr. Für Prosumer mit Elektroauto und Wärmepumpe sind diese Effekte stärker ausgeprägt (siehe Abbildung 17). Strom wird dadurch verstärkt in Viertelstunden mit niedrigen und negativen Strompreisen bezogen. Diese Betriebsweise setzt die Umsetzung des in Kapitel 2 beschriebenen MiSpeL-Prozesses voraus. Zur Verbesserung der Marktintegration ist daher die Kombination aus der Umsetzung des MiSpel-Prozesses und einer dynamisierten Vergütung eingespeister Strommengen sowie dynamischer Strombezugspreise empfehlenswert.

Wirkung zeitvariabler Netzentgelte

Die Höhe und zeitliche Struktur der aktuell angebotenen zeitvariablen Netzentgelte unterscheidet sich erheblich in den verschiedenen deutschen Netzgebieten (FfE 2024). Für die vorliegende Studie wurde daher exemplarisch die Auswirkung eines synthetischen8 zeitvariablen Netzentgelt untersucht, das in seiner Struktur dem Durchschnitt der bestehenden Modelle entspricht. Die Aufschläge und Abschläge betragen +4 ct/kWh von 17:00 bis 19:30 Uhr beziehungsweise −6 ct/kWh von 01:00 bis 04:00 Uhr und spiegeln ebenfalls Durchschnittswerte wider. Der Basispreis beträgt 7,3 ct/kWh.

Im Fall Dynamische Einspeisevergütung wird in einer Variante mit zeitvariablem Netzentgelt anstelle des fixen Netzentgelts pro kWh, das zusätzlich zum Prosumergrundpreis anfällt, gerechnet. Im Vergleich werden zwei Haushaltstypen dargestellt: eine Familie im Bestandsgebäude mit Elektrofahrzeug und Wärmepumpe und eine Familie im Bestandsgebäude ohne flexible Technologien. Es zeigt sich, dass der vollelektrifizierte Verbraucher über den Anreiz des zeitvariablen Netzentgeltes sein Verhalten besser anpassen und damit weitere Kosteneinsparungen erzielen kann, was der Familie ohne Elektroauto und Wärmepumpe nicht möglich ist. Der Betrieb des Haushalts mit PV-Batteriesystems ändert sich bei zeitvariablen Netzentgelten dahingehend, dass in Zeiten niedriger Netzentgelte mehr Netzstrom eingespeichert wird, welcher zu Zeiten höherer Netzentgelte verbraucht wird. Da die Korrelation zwischen Netzentgelten und Day-Ahead-Preisen jedoch nicht perfekt ist, kann durch diese Verschiebung kein bedeutender Effekt auf die Marktdienlichkeit von Einspeisung und Bezug erzielt werden. Dennoch zeigt sich insgesamt, dass ein zeitvariables Netzentgelt genutzt werden kann, um ein bestimmtes netzdienliches Verhalten anzureizen, ohne die Wirtschaftlichkeit des PV-Batteriesystems zu reduzieren. Allerdings kann die Netzdienlichkeit an dieser Stelle nicht bewertet werden, hierzu wird auf die Studie Haushaltsnahe Flexibilitäten nutzen von Agora Energiewende und FfE (2023) verwiesen. Auch hat die Gestaltung des Netzentgeltes sowie die Kommunikation der Einspeise- und Vergütungsmechanismen einen Einfluss auf die Wirksamkeit, die an dieser Stelle nicht genau beziffert werden kann.

Auswirkungen verschiedener Vergütungsfälle

Die Diskussion um die zukünftige Ausgestaltung von Vergütungsmechanismen ist eng mit Verteilungsfragen verbunden. Wie in Kapitel 3 beschrieben, ist der bisherige Ausbau von PV-Dachanlagen im Einfamilienhaussegment tendenziell von sozioökonomisch besser gestellten Haushalten getragen worden, die über die finanziellen Mittel verfügten, häufig ökologisch motiviert waren und die gleichzeitig von einer sicheren, planbaren Einspeisevergütung profitierten. Die klassische Einspeisevergütung hat somit zu einer schnelleren Diffusion und Kostendegression von PV-Anlagen beigetragen, wurde jedoch auch über den Strompreis von Verbrauchern mitfinanziert, die selbst nicht investieren konnten.

Ökonomisch zeigt sich jedoch, dass der Kauf von PV-Dachanlagen für viele EFH-Eigentümer, insbesondere bei hohem Eigenverbrauch durch E-Auto und Wärmepumpe, heute auch ohne Einspeisevergütungen wirtschaftlich attraktiv ist. Für diese Gruppe ist deshalb eine pauschale, dauerhafte Vergütung nicht mehr notwendig, um ökonomische Investitionsanreize zu bieten. Zugleich war PV in der Vergangenheit häufig der Einstieg in die private Energiewende, an den sich weitere Investitionen angeschlossen haben. Mit der zunehmenden Verbreitung von Elektroautos und Wärmepumpen erfolgt der Kauf einer PV-Anlage inzwischen auch nachgelagert, so dass diese dezentralen Energietechnologien perspektivisch wichtige Treiber des weiteren PV-Zubaus werden könnten. Wie in Kapitel 3 beschrieben, verfügt rund ein Viertel der EFH-Haushalte über ein monatliches Nettoeinkommen von mehr als 5.000 Euro. Dieses Segment verfügt daher über finanzielle Spielräume, um sowohl in PV-Anlagen als auch in die Elektrifizierung von Wärme und Verkehr, das heißt Wärmepumpen und Elektroautos, zu investieren oder diese zu leasen. Für dieses Segment ist daher bei klarem Rechtsrahmen eine weitere fixe Einspeisevergütung nicht zwingend notwendig, da eindeutige ökonomische Vorteile bestehen.

Demgegenüber werden EFH-Haushalte mit niedrigeren Einkommen und ohne nennenswertes Vermögen, die die notwendigen Anfangsinvestitionen für die verschiedenen dezentralen Energietechnologien nicht aufbringen können, auch bei den hier betrachteten Ausgestaltungsoptionen weiterhin Schwierigkeiten haben, selbst zu investieren. Für diese Haushalte verbessert sich die Möglichkeit zum Erwerb eigener Anlagen nicht automatisch. Zugleich gilt aber für die Investition in PV-Batteriesysteme: Im Vergleich mit dem Status quo werden diese Haushalte durch die Kombination einer dynamischen Einspeisevergütung mit einem dynamischen Strombezugspreis nicht deutlich schlechter gestellt als bei Direktvermarktung oder Nulleinspeisung. Wesentlich ist zudem: EFH-Haushalte, die aus finanziellen Gründen nicht in eine PV-Anlage investieren können und daher Strom weiterhin vollständig aus dem Netz beziehen, werden durch die vorgeschlagenen Ausgestaltungsoptionen nicht zusätzlich belastet. Die Änderungen wirken primär auf die Vergütung und Anreizinfrastruktur für investierende Haushalte; für nicht-investierende EFH-Haushalte bleibt die grundsätzliche Kostenstruktur im Vergleich zum heutigen System weitgehend unverändert. Mittelbar könnten diese Haushalte zukünftig sogar entlastet werden, wenn ein kosteneffizienterer PV-Zubau dazu beiträgt, die gesamtwirtschaftlichen Systemkosten (beziehungsweise Förderaufwendungen und mögliche Steigerungen der Netzentgelte) zu begrenzen.

Perspektivisch bedarf es dennoch Lösungen, wie auch Haushalte mit geringem finanziellem Spielraum ihre Wärmeversorgung und Mobilität elektrifizieren können, damit diese Gruppe in der Energiewende nicht noch weiter zurückfällt und dadurch mit höheren Energiekosten konfrontiert wird.9

Dies gilt ebenfalls für Haushalte, die nicht selbst entscheiden können: Mieter haben meist keinen direkten Einfluss auf zentrale Investitionsentscheidungen wie Heizungssysteme oder Gebäudehülle und verfügen in der Regel nicht über eine eigene Ladeinfrastruktur, um etwa dynamische Stromtarife optimal nutzen zu können. Sie sind auf die Entscheidungen der Vermieter und auf die öffentliche Ladeinfrastruktur angewiesen. Daher bedarf es niedrigschwelliger Beteiligungsformen, die auch ohne hohe Anfangsinvestitionen und Wohneigentum funktionieren und damit insbesondere Mieter sowie EFH-Eigentümern mit geringem Einkommen und Vermögen erreichen. Balkonsolar/Steckersolargeräte sind dabei ein zentraler Baustein: Sie sind im Verhältnis deutlich günstiger, mit weniger Aufwand verbunden und eignen sich insbesondere für Haushalte, die nicht viel Kapital investieren können oder keinen Zugang zu einem eigenen Dach haben. Weiterhin könnten kollektive Modelle wie Mieterstrom oder perspektivisch Energy Sharing dazu beitragen, Mietshaushalte sowie Eigentumshaushalte mit geringem Vermögen und Einkommen bei den Stromkosten zu entlasten. Derzeit sind Mieterstromprojekte jedoch komplex in der Realisierung und es sind regulatorische Anpassungen erforderlich, um solche Konzepte attraktiver zu gestalten (siehe auch Fischer & Henger 2025).

Die sozioökonomischen Auswertungen deuten darauf hin, dass neben der Einkommens- und Vermögenssituation weitere Faktoren für die Investitionsentscheidung relevant sind. Ein- und Zweipersonenhaushalte, die häufig aus Rentnern bestehen, sind tendenziell zurückhaltender gegenüber größeren Investitionen in PV, Wärmepumpen und Elektroautos. Gleichzeitig leben in vielen Regionen ältere Personen allein in vergleichsweise großen Einfamilienhäusern, während Familien mit höherem Strombedarf häufiger in Wohnungen mit begrenztem Zugang zu geeigneten Dachflächen wohnen. Vor diesem Hintergrund könnte es mittelfristig sinnvoll sein, Wohnraumpolitik und Energiewende stärker gemeinsam zu betrachten, so dass mehr geeignete Einfamilienhausdächer von Haushalten mit höherem Energieverbrauch genutzt werden – und damit sowohl PV-Potenziale besser ausgeschöpft als auch Verteilungsaspekte im Wohn- und Energiesystem besser berücksichtigt werden.

Studien zu Investitionshemmnissen zeigen zudem, dass der wahrgenommene Aufwand, also beispielsweise die Komplexität von Regelungen und Anträgen, Investitionsentscheidungen bezüglich erneuerbarer Energietechnologien beeinflusst. Haushalte werden zurückhaltender in PV-Dachanlagen investieren, wenn sie mit hohem zusätzlichem Aufwand rechnen, wie er bei der Direktvermarktung entstehen würde, selbst wenn sich eine Anschaffung finanziell lohnen würde. Bei der Ausgestaltung zukünftiger Vergütungsmechanismen sollte daher berücksichtigt werden, dass die fixe Einspeisevergütung für Privathaushalte ein vergleichsweise einfach verständlicher und gut handhabbarer Mechanismus ist. Einfache, verlässliche Verfahren beziehungsweise klar verständliche Geschäftsmodelle werden wohl auch künftig relevant für die weitere Verbreitung von PV-Anlagen auf Einfamilienhäusern sein.

Auswirkungen auf den Zubau

Die vier untersuchten Fälle – Status quo, Direktvermarktung, Nulleinspeisung und Dynamische Einspeisevergütung – unterscheiden sich in ihrer Wirkung auf die Wirtschaftlichkeit kleiner PV-Dachanlagen und damit auf den zukünftigen Zubau.

Status quo

Bei Weiterführung der festen Einspeisevergütung ist von einem gleichbleibenden oder leicht steigendem Zubau auszugehen. Bereits heute rechnet sich eine PV-Anlage vor allem bei hohem Eigenverbrauch. Anlagen mit geringem Eigenverbrauch sind stärker auf die gesicherte Einspeisevergütung angewiesen, da sie nur unter günstigen Bedingungen wirtschaftlich sind. Die fixe Einspeisevergütung verbessert die Wirtschaftlichkeit gegenüber der Direktvermarktung und bietet Investitionssicherheit. Die fixe Einspeisevergütung sichert eine Fortführung des Zubaus.

Direktvermarktung und Nulleinspeisung

Im Fall der Direktvermarktung verschlechtert sich die Wirtschaftlichkeit kleiner PV-Dachanlagen deutlich gegenüber der bisherigen festen Einspeisevergütung. Anlagenbetreiber könnten sich deshalb für die Nulleinspeisung entscheiden, also für den vollständigen Verzicht auf die Einspeisung von Überschussstrom. Dies vereinfacht zwar den administrativen Aufwand, verschlechtert die Wirtschaftlichkeit jedoch ebenfalls erheblich.

Werden Direktvermarktung und Nulleinspeisung die einzigen Optionen für Betreiber kleiner PV-Dachanlagen, ist von einem starken Einbruch des PV-Zubaus in diesem Segment auszugehen. In diesen Varianten sind PV-Dachanlagen nur für vollelektrifizierte Verbraucher wirtschaftlich. Erschwerend kommt hinzu, dass die Infrastruktur der Direktvermarktung in den kommenden Jahren voraussichtlich noch nicht in der Lage sein wird, eine große Zahl kleiner Dachanlagen effizient einzubinden. Die daraus resultierende Unsicherheit dürfte viele potenzielle Betreiber zu einer abwartenden Haltung veranlassen. Repräsentative Umfragen des BSW und von E.ON kommen zu dem Ergebnis, dass nur noch rund 40 Prozent (BSW2026a) bis 74 Prozent (E.ON 2026) der Haushalte investieren würden. Investitionen in PV-Batteriesysteme würden sich weitgehend auf jene Haushalte beschränken, die gleichzeitig in ein Elektrofahrzeug und eine Wärmepumpe investieren und dadurch einen hohen Eigenverbrauch realisieren können.

Dynamische Einspeisevergütung

Eine dynamische Einspeisevergütung stellt einen Mittelweg zwischen fester Einspeisevergütung und Direktvermarktung dar: Der eingespeiste Strom wird zum aktuellen Börsenstrompreis (abzüglich 1 ct/kWh) vergütet, ohne dass die Anlagenbetreiber den Aufwand der Direktvermarktung tragen müssen. In Kombination mit einem dynamischen Strombezugstarif liegt die Wirtschaftlichkeit auf ähnlichem Niveau wie bei der heutigen festen Einspeisevergütung und damit über dem der Fälle Direktvermarktung und Nulleinspeisung. Auch in diesem Fall wäre der PV-Zubau maßgeblich an den Hochlauf von Elektrofahrzeugen und Wärmepumpen gekoppelt. Für Gebäude ohne diese Geräte wäre eine PV-Investition wirtschaftlich weniger attraktiv als mit einer festen Einspeisevergütung, jedoch besser als im Fall der heutigen Direktvermarktung.

Gegenüber der festen Einspeisevergütung ist mit einem verringerten Zubau zu rechnen, da die garantierte Absicherung der absoluten Einspeiseerlöse entfiele. Zudem erfordern ein dynamischer Einspeisetarif und ein dynamischer Strombezugspreis eine höhere Risikobereitschaft, was einige potenzielle Investoren und Investorinnen abhalten dürfte. Gegenüber dem Fall Direktvermarktung ist hingegen mit einem höheren Zubau zu rechnen, da zum einen die Wirtschaftlichkeit bei dynamischer Einspeisevergütung in Kombination mit dynamischem Strombezug deutlich günstiger ausfällt und zum anderen ein standardisierter Prozess über die Netzbetreiber den Aufwand in Grenzen hält.

Übergreifende Herausforderungen und Abhängigkeiten

Abhängigkeit von der Vollelektrifizierung

In allen Fällen zeigt sich dieselbe strukturelle Herausforderung: PV-Dachanlagen sind wirtschaftlich deutlich attraktiver, wenn sie mit Elektrofahrzeug und Wärmepumpe kombiniert werden. Der Zubau wird daher bei geringerer Vergütung der Einspeisung zunehmend von Haushalten mit geplanter oder bereits erfolgter Vollelektrifizierung getragen. Soll der PV-Ausbau auch auf Gebäuden ohne diese Voraussetzungen vorangetrieben werden, ist eine gezielte Förderung erforderlich. Erfolgt zuerst die Anschaffung eines PV-Batteriesystems und dann mit zeitlichem Versatz die Anschaffung eines Elektroautos oder einer Wärmepumpe, würde dies langfristig zwangsläufig auch elektrifizierte Haushalte mitfördern. Würde man die Förderung an den Nicht-Besitz eines Elektroautos oder einer Wärmepumpe koppeln, um dies zu vermeiden, würde dies zum einen dazu führen, dass Investitionen möglicherweise vermieden würden, um die Förderung nicht zu verlieren, was klimapolitisch nicht sinnvoll wäre. Zum anderen wäre dies auch mit erheblichen Kontrollpflichten verbunden, die die Kosten einer solchen Förderung sehr hoch werden ließe.

AgNes-Prozess

Nach aktuellen Informationen ist es wahrscheinlich, dass ein Prosumergrundpreis eingeführt wird. Dies würde die Wirtschaftlichkeit von PV-Batteriesystemen generell verschlechtern. Aufgrund der höheren Fixkosten wäre die negative Wirkung bei Haushalten mit geringerem Stromverbrauch stärker. Die Stärke der Auswirkungen auf den Zubau hängt dabei von der absoluten Höhe des Prosumergrundpreises ab, vergleiche Kapitel 4.5. Der AgNes-Prozess und die EEG-Novelle 2027 laufen aktuell unabhängig voneinander beziehungsweise parallel.

Solarpflicht

Eine Streichung der festen Einspeisevergütung für kleine PV-Anlagen könnte eine deutliche Auswirkung auf die heute in vielen Bundesländern geltende Solarpflicht haben: Die Solarpflicht gilt meist nur für die Fälle, in denen sie wirtschaftlich vertretbar ist. Die wirtschaftliche Vertretbarkeit wird in der Regel über die Wirtschaftlichkeit der Volleinspeisung nachgewiesen. Bei Wegfall der festen Einspeisevergütung könnte die wirtschaftliche Vertretbarkeit auf diesem Weg nicht mehr nachgewiesen werden. Die Abschaffung der festen Einspeisevergütung könnte so dazu führen, dass ein größerer Anteil der Betreiber eine Befreiung von der Solarpflicht beantragen würde und die Landesgesetzgeber müssten diesbezüglich nachregeln, wenn die Solarpflicht erhalten bleiben soll. Wenn keine Nachregelung stattfindet, ist davon auszugehen, dass die Solarpflicht wirkungslos würde und den Ausbau von PV-Anlagen nicht unterstützen kann.

Rolle von Steckersolargeräten

Für Haushalte mit geringem Stromverbrauch und ohne Wärmepumpe oder Elektrofahrzeug stellen Steckersolargeräte mit einer Leistung bis 2 kW eine zunehmend attraktive Alternative dar. Ihre Anschaffungskosten sind deutlich geringer, und eine Vergütung der eingespeisten Überschüsse entfällt. Durch die Begrenzung der Wechselrichter-Einspeiseleistung auf 800 W besteht durch die Kombination mit einem Batteriespeicher auch hier ein Anreiz, die Einspeisung zur Mittagszeit zu vermeiden, um die Eigenverbrauchsquote zu erhöhen.

Übergangsphase

Vor einem gesetzlich verankerten Wechsel von der bisherigen festen Einspeisevergütung zu einer dynamischen Einspeisevergütung oder zum Direktvermarktung muss sichergestellt werden, dass die dafür notwendigen Prozesse und Strukturen bei den Akteuren wie Netzbetreibern oder Direktvermarktern vorhanden und funktionsfähig sind. Ist dies nicht der Fall, verblieben nur die Nulleinspeisung oder die unentgeltliche Abnahme, was zu einem Einbruch des Zubaus führen dürfte. Bliebe es bei der aktuellen Formulierung der EEG-Novelle 2027, wäre nicht sichergestellt, dass die notwendigen Voraussetzungen für die Direktvermarktung vor dem Wegfall der festen Einspeisevergütung geschaffen würden.

Entwicklung des Zubaus bis zum Jahr 2030

Abbildung 20 zeigt, wie sich der Ausbau kleiner PV-Dachanlagen (≤ 25 kWp) bis zum Jahr 2030 in den verschiedenen Szenarien entwickeln könnte. Für den Zeitraum von 2016 bis 2025 ist der Anstieg der installierten Leistung dargestellt. Würde der aktuelle Zubau von rund 5 GWp pro Jahr fortgeführt, läge die installierte Leistung im Jahr 2030 bei etwa 63 GWp. Ein solcher Zubau ist bei Fortführung der fixen Einspeisevergütung zu erwarten.

Der Anteil kleiner PV-Dachanlagen an der gesamten installierten PV-Leistung beträgt derzeit rund 30 Prozent. Unter der Voraussetzung, dass das Ziel von 215 GWp PV-Gesamtleistung im Jahr 2030 erreicht wird und kleine Dachanlagen einen vergleichbaren relativen Beitrag wie heute leisten sollen, ergibt sich ein Zielkorridor von 43 bis 86 GWp im Jahr 2030, was 20 Prozent beziehungsweise 40 Prozent des Ziels von 215 GWp entspricht. Ein fortgesetzter Zubau von 5 GWp pro Jahr trifft genau die Mitte dieses Korridors.

Mit einem Wechsel zu einem verpflichtenden Direktvermarktung oder zur Nulleinspeisung ist mit einem deutlichen Rückgang des Zubaus zu rechnen. Eine repräsentative Umfrage im Auftrag des Bundesverband Solarwirtschaft (BSW) zeigt, dass nur noch 40 Prozent der Kaufinteressierten in eine PV-Anlage investieren würden (BSW Solar 2026b); eine ebenfalls repräsentative Umfrage im Auftrag von E.ON kommt hingegen auf einen Wert von 74 Prozent (E.ON 2026). Die realisierte Quote dürfte stark davon abhängen, ob in den nächsten Jahren der Absatz von Elektroautos und Wärmepumpen in den Gruppen weiter ansteigt, die bisher noch keine PV-Anlage besitzen. Es ist davon auszugehen, dass eine Dynamisierung der Einspeisevergütung einen höheren Zubau ermöglicht als die Optionen Direktvermarktung oder Nulleinspeisung. Aufgrund der bei Änderungen entstehenden Unsicherheit und einer größeren Unsicherheit in der Kalkulierbarkeit der Einnahmen dürfte der PV-Zubau jedoch bis 2030 unter diesen Bedingungen dennoch nicht ganz das heutige Niveau erreichen.

Sollten die Leistung kleiner PV-Dachanlagen 2030 im unteren Bereich des Zielkorridors liegen, bedeutet dies, dass zur Erreichung der Klimaziele eine entsprechend stärkere Zielerreichung in anderen PV-Segmenten (Freifläche, große Dachanlagen) notwendig ist.