PV-Anlagen Ü20
Unsere Vision
Die Herausforderung unserer Zeit ist es, den Klimawandel abzuwenden. Dafür benötigen wir die Energiewende: weg von Kohle-, Öl- und Atomstrom, hin zu erneuerbaren Energien. Das gelingt nur, wenn Strom (und Wärme) in vielen kleinen dezentralen Anlagen erzeugt und regional verteilt wird.
Ausgeförderte PV-Anlagen, die bereits abgeschrieben und in einem guten technischen Zustand sind, können günstigen und sauberen Strom produzieren.
Welche Möglichkeiten bieten sich für Anlagenbetreiber?
Das EEG sieht neben der sogenannten Sonstigen Direktvermarktung, die allen Anlagentypen zur Verfügung steht, aktuell die Einspeisung an den Netzbetreiber als Möglichkeit für den Weiterbetrieb von PV-Anlagen vor. Darüber hinaus gibt es noch die Nulleinspeisung.
Folgende Tabelle gibt einen Überblick:
Rück- und Neubau oder Weiterbetrieb?
Anlagenbetreiber von sogenannten „ausgeförderten Anlagen“ müssen sich grundsätzlich zwischen dem Weiterbetrieb ihrer PV Ü20 Anlage und einem Rück- und/oder Neubau entscheiden. Ob die Anlage fit ist für den Weiterbetrieb, kann am besten von einem Elektriker fachkundig bewertet werden.
Ein Rückbau ist vor allem dann ratsam, wenn der Anlagencheck hohe Kosten für eine Ertüchtigung der Altanlage ergibt. Ein Neubau kann aber auch sinnvoll sein, wenn bisher nur ein Teil des Daches belegt ist und anschließend eine deutlich größere Anlage realisiert werden kann.
Volleinspeisung oder Eigenverbrauch?
Beim Weiterbetrieb der post EEG-Anlage kann entweder der gesamte Strom ins Netz eingespeist, oder ein Teil des Stroms im Haus verbraucht werden. Die Volleinspeisung ist im Gegensatz zur Variante mit Eigenverbrauch meist ohne eine technische Umrüstung möglich. Dafür sind die Erlöse durch vermiedene Stromkosten bei der Variante mit Eigenverbrauch deutlich höher.
Soll ein Teil des Solarstroms im Haus selbst verbraucht werden (und ist dies bislang nicht der Fall), ist eine Umrüstung der Anlagentechnik nötig. Da die Umrüstung meist mit Kosten verbunden ist, ist sie besonders bei hohem Eigenverbrauchsanteil sinnvoll. In diesem Fall geht es also nicht so sehr um die Einnahmen beim Stromverkauf, sondern um vermiedene Stromkosten beim Strombezug. Daher lohnt es sich zu prüfen, an welchen Stellen der Eigenverbrauch erhöht werden kann. Das könnte zum Beispiel die Umstellung der Heiztechnik, ein Elektroauto, eine elektrische Warmwassererzeugung, oder ein Batteriespeicher sein.
Der überschüssige Strom kann dann entweder an den Netzbetreiber verkauft, über die sonstige Direktvermarktung an einen Direktvermarkter veräußert, oder aber abgeregelt werden (Nulleinspeisung).
Folgende Grafik gibt einen Überblick über die verschiedenen Möglichkeiten für den Weiterbetrieb:
Vergleich der Varianten anhand einer Beispielberechnung
Welche der vier Möglichkeiten ist nun die beste Wahl? Die folgenden Beispielrechnungen veranschaulichen die Wirtschaftlichkeit der verschiedenen Optionen für eine beispielhaft gewählte Anlagengröße von 4 kWp bzw. 30 kWp. Die Varianten vergleichen immer mit einer Situation ohne PV-Anlage, sprich, wenn die Anlage zurück gebaut werden würde. Es werden also auch immer die durch die PV-Anlage gesparten Stromkosten beim Bezug des Haushaltsstroms mit eingerechnet.
Bei unserer beispielhaft gewählten Anlage von 4 kWp wird ein jährlicher Haushaltsstromverbrauch von 4.000 kWh/a zugrunde gelegt. Für den optionalen Speicher wurde eine Kapazität von 3,3 kWh gewählt. Daraus ergibt sich ein Eigenverbrauchsanteil von 30% ohne, bzw. 52% mit Speicher. Der Rechnung liegt ein Marktwert Solar von 14,6 Ct/kWh (Prognose 2023, Stand 22.03.2023) und ein Jahresmarktwert Solar von 10 Ct/kWh (2023) zugrunde. Der Marktwert unterliegt starken Schwankungen und lässt sich schwer für die Zukunft vorhersagen.
Die für die Berechnung angenommenen Kosten für den Netzstrom betragen 39,92 Ct/kWh (der Grundpreis ist nicht einkalkuliert, da er ohnehin immer anfällt). Die hier angenommenen Investitionskosten für die technische Umrüstung können sich im Einzelfall je nach Situation und Zustand der Anlage und des Zählerschranks sehr unterscheiden und lassen sich am besten durch einen Elektriker abschätzen. Diese Beispielberechnung gibt Ihnen einen Überblick zu allen Varianten im Vergleich. Es handelt sich immer um Netto-Preise.
Der Vergleich der verschiedenen Varianten zeigt, dass der Weiterbetrieb in allen Varianten wirtschaftlich ist.
Bei Variante 1, der Volleinspeisung an den Netzbetreiber, entstehen keine Umrüstungskosten. Die Erlöse durch den Stromverkauf übersteigen die Betriebskosten deutlich.
Die bei Variante 2, Überschusseinspeisung an den Netzbetreiber, entstehenden Umrüstkosten sind gering und die Investition lohnt sich auch bei kleinen Anlagen bereits nach kürzester Zeit. Dies ist vor allem der Tatsache geschuldet, dass gleichzeitig die Kosten beim Strombezug deutlich reduziert werden können.
Ein ähnliches Bild zeigt sich bei Variante 3, der Sonstigen Direktvermarktung: Trotz der hohen Zählergebühren ist ein wirtschaftlicher Weiterbetrieb möglich. Allerdings entsteht kein Vorteil gegenüber Variante 2. Die Umrüstung der Anlage für Variante 3 ist vor allem dann zu überlegen, wenn ein Betrieb über das Jahr 2027 hinaus realistisch scheint.
Variante 4, die Nulleinspeisung, macht bei einer gleichzeitigen Installation eines Speichers und dem Betrieb über 2027 hinaus Sinn.
Folgendes Diagramm zeigt die Wirtschaftlichkeit der Varianten in Abhängigkeit der erwarteten Weiterbetriebsjahre:
Bei der beispielhaft gewählten Anlage von 30 kWp wird ein jährlicher Haushaltsstromverbrauch von 10.000 kWh/a zugrunde gelegt. Für den optionalen Speicher wurde eine Kapazität von 15 kWh gewählt. Daraus ergibt sich ein Eigenverbrauchsanteil von 12% ohne, bzw. 26% mit Speicher. Der angenommene Marktwert Solar (14,6 Ct/kWh) und die angenommenen Netzstromkosten (39,92 Ct/kWh) sind unverändert zur obigen Beispielrechnung. Auch hier gilt wieder: die Investitionskosten sind stark abhängig von der Situation vor Ort und können im Einzelfall stark von den hier angenommenen Zahlen abweichen.
Der Vergleich der verschiedenen Varianten zeigt dass bei einer Anlagengröße von 30 kWp die Sonstige Direktvermarktung die attraktivste Wahl ist. Die höheren Zählergebühren fallen bei dieser Anlagengröße nicht mehr so sehr ins Gewicht. Die Umrüstungskosten amortisieren sich noch schneller.
Die neue Messwelt
Die Bundesregierung arbeitet aktuell an einem Gesetzesentwurf zum „Neustart der Digitalisierung der Energiewende“. Ziel ist es den Smart-Meter-Rollout zu beschleunigen und für Rechtssicherheit zu sorgen.
Durch den Einbau sogenannter „intelligenter Messsysteme“ (IMSys bzw. Smart Meter) können die Anforderungen an die sonstige Direktvermarktung (1/4 Stundenmessung und Fernsteuerbarkeit) erfüllt werden. Anlagenbetreibern können dann ohne den Einbau der meist teureren RLM-Zähler in die Direktvermarktung wechseln.
Dadurch könnte sich zukünftig der Wechsel in die Direktvermarktung bei der Regionah Energie bereits auch für kleinere Anlagen sowie für Anlagen mit noch einigen Jahren EEG-Vergütung lohnen und zu Mehrerlösen gegenüber der herkömmlichen EEG-Vergütung führen.
