Eine Studiendurchsicht von Jörg Sutter

Schon seit Anfang dieses Jahres haben wir uns bei der DGS wie viele andere gegen die geplanten Neuregelungen gestellt, die aus dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) bekannt geworden sind. Demnach plant das Ministerium, die feste Einspeisevergütung für Anlagen bis 25 kWp vollständig zu streichen. Eine aktuell veröffentlichte Studie aus Berlin zeigt nun, welche dramatischen Auswirkungen das für neue PV-Anlagen im kommenden Jahr haben würde, wenn das umgesetzt werden würde.

Auftraggeber der Studie war der Solarenergie-Förderverein Deutschland (SFV), Ersteller der Studie ist die aquu aus Berlin, eine Ausgründung von Johannes Weniger, der zuvor bei der HTW unter anderem die jährliche Speicherinspektion verantwortete, der nun auch von der aquu herausgegeben wird. Ein „alter Bekannter“ aus DGS-Sicht ist als Bereichsleiter der Studien bei aquu: Kai Buchholz hat in der Vergangenheit maßgeblich zum Aufbau der Wissensplattform pv-wissen.de beigetragen.

Untersucht wurden in der aktuellen Studie die in den Leaks der EEG-Novelle beschriebenen Szenarien: Entweder Einspeisung nur zum Börsenstrompreis oder Nulleinspeisung.

Mit Einspeisung

Die Einspeisung zum Börsenstrompreis ist umständlicher als die Einspeisung mit fester Einspeisevergütung: Bei der Festvergütung wird der Strom einfach über einen Zähler an den lokalen Netzbetreiber abgegeben, der dann dem PV-Betreiber die feste Einspeisevergütung auszahlt. Bei Nutzung des Börsenstrompreises findet der Stromverkauf an einen Dritten statt: Ein Direktvermarkter, also ein Stromhändler, ist nun der vertragliche Ansprechpartner für den Einspeiser. Neben technischen Vorgaben (SmartMeter) werden hier auch Gebühren fällig, da sich der Direktvermarkter seine Dienstleitung bezahlen lässt. Ein konkretes Angebot wurde als Berechnungsgrundlage genutzt: 200 Euro Einrichtungsgebühren und über 10 Euro pro Monat als Fixkosten, dazu noch variable Preisbestandteile in der Vermarktung deuten schon darauf hin, dass das wirtschaftlich schwierig wird.

Und ein weiterer Faktor kommt noch dazu: Nach EEG-Entwurf soll die Einspeiseleistung von neuen PV-Anlagen mit dem neuen EEG auf 50 % begrenzt bleiben. Selbst wenn daher die Kosten für die Direktvermarktung noch in Zukunft gesenkt werden können – die 50 %-Grenze zerstört hier jegliche Attraktivität, wie weiter unten sichtbar wird.

Ohne Einspeisung

Die so genannte Nulleinspeisung bedeutet, dass die Elektronik der PV-Anlage neben der Stromerzeugung auch den Stromverbrauch im Gebäude überwacht und eingreift, wenn die PV-Anlage mehr Strom erzeugt, als aktuell im Haus verbraucht wird. Dann wird die Stromerzeugung gedrosselt, um erst gar keinen Überschuss zur Einspeisung in das Stromnetz entstehen zu lassen. Technisch ist das kein Problem, es wird vom Wechselrichter übernommen, der dann in den Modulstrings die Spannung und damit auch die Stromstärke verändert, der ideale Arbeitspunkt (MPP) wird verlassen. Doch diese Betriebsführung hinterlässt natürlich wirtschaftliche Bremsspuren: Für die PV-Anlage wurde das gleiche Geld ausgegeben, doch jetzt wird durch regelmäßige Abregelungen weniger Strom erzeugt. Damit steigen auch die Kosten pro Kilowattstunde.

Untersuchungsobjekt

In der Studie „Wirtschaftlichkeit von privaten PV-Anlagen unter dem EEG 2027“ wurde nun in Simulationen ermittelt, wie sich diese beiden Möglichkeiten konkret auf die Wirtschaftlichkeit von typischen PV-Hausanlagen auswirken. Und die Ergebnisse sind niederschmetternd: Weder die Nulleinspeisung noch ein denkbarer Stromverkauf zum Marktwert wären wirtschaftlich im nächsten Jahr vernünftig umsetzbar.

Betrachtet wurde ein Referenzhaushalt in Berlin mit typischen Stromverbrauchern, variiert wurde eine PV-Hausanlage mit Batteriespeicher sowie die Nutzung von Wärmepumpe und Wallbox zum Laden eines Elektroautos.

Und die Ansätze wurden realitätsnah angesetzt: genaue Lastprofile des Stromverbrauchs, PV-Erzeugung gemäß Daten des Deutschen Wetterdienstes (DWD) in einer Minutenauflösung über das gesamte Jahr, reale Börsenstrompreise der Jahre 2025 und 2026 wurden für die Simulationen angesetzt. Wichtig sind bei Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen natürlich auch die Installationspreise der Anlagen: Hier wurden mittlere Preise aus insgesamt 40 konkreten Angeboten extrapoliert. Dabei zeigte sich wieder einmal, dass die Preise – auch bei vergleichbarer PV- und Speichergröße von Anbieter zu Anbieter deutlich auseinanderliegen können.

Deutlich wurde bei den Berechnungen auch, dass ein Verzicht auf den Batteriespeicher keine Lösung ist, das würde den Eigenverbrauch reduzieren und dann zu Amortisationszeiten von rund 30 Jahren für die PV-Anlage ohne Speicher führen.

Die Ergebnisse

Wie zu erwarten war, sind die Ergebnisse dramatisch: Ohne auf alle Detailansätze einzugehen (die in der Studie alle erläutert sind), ergibt sich für eine 10 kWp-Anlage mit 10 kWh Speicher im Falle der Nulleinspeisung ein Abregelungsbedarf von 69 % der Strommenge. Statt 1.100 kWh/kWp werden dann nur 343 kWh/kWp erzeugt; die Amortisationszeit von (nach heutigen Randbedingungen) 15,6 Jahre auf über 25 (!) Jahre erhöht. Betrachtet man die Stromkosten der erzeugten Kilowattstunden, so katapultiert die Nulleispeisung/Abregelung die Kosten von 10 auf über 30 Cent pro Kilowattstunde. Eigener Solarstrom ist dann nicht mehr wirtschaftlich.

Und ein weiterer Effekt zeigt sich, wenn die Anlagengröße der PV-Anlage variiert wird: Je größer die Anlage, desto größer die Abregelverluste (siehe Bild 3). Zu befürchten ist also nicht nur, dass weniger Anlagen im neuen Jahr gebaut werden würden, sondern auch dass diese dann deutlich kleiner sind, um die Abregelung zu mindern.

Die Studie „Wirtschaftlichkeit von privaten PV-Anlagen unter dem EEG 2027“ steht hier kostenfrei zum Herunterladen zur Verfügung. Sie darf auch gerne an Bundestagsabgeordnete und andere Politiker weitergeleitet werden, die in den kommenden Monaten über die Weiterentwicklung des EEG entscheiden.