FAQs zum Solarpaket I

1. Grundsätzlich können Solar-Kleinanlagen auf Balkonen oder Terrassen betrieben werden (oft auch Balkon-Solar genannt, mehr unter 1.1. Balkonsolaranlage). Über die energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen hinaus sind in einem separaten Gesetzgebungsvorhaben miet- und wohnungseigentumsrechtliche Vereinfachungen für Balkon-Solar vorgesehen.
2. Ab 2024 können die Parteien in Mehrfamilienhäusern als Mietende oder als Eigentümer durch die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung selbst von Stromerzeugungsanlagen profitieren: Mit der Inbetriebnahme einer gemeinsamen PV-Anlage auf einem Mehrfamilienhaus können sie den selbst erzeugten Strom anteilig mitbeziehen (Mehr zur gemeinschaftliche Gebäudeversorgung unter 1.2. Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung und Mieterstrom).
3. Darüber hinaus gibt es weiterhin das Konzept des Mieterstroms. Es unterscheidet sich von der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung dadurch, dass den Bewohnern und Bewohnerinnen ein neuer, vollständiger Stromliefervertrag angeboten wird, wobei sich der Strom anteilig aus der PV-Anlage auf dem Dach speist.

• Die erhöhte Förderung wird erst dann rechtlich wirksam, wenn sie beihilferechtlich von der Europäischen Kommission genehmigt wurde. Die Gespräche dazu dauern noch an.
• Ob Anlagen, die nach Inkrafttreten aber vor der beihilferechtlichen Genehmigung in Betrieb genommen werden, ebenfalls von den erhöhten Fördersätzen profitieren, hängt von der beihilferechtlichen Genehmigung der Europäischen Kommission ab.

Das System der Förderung hat sich nicht verändert: Die Förderung für die Volleinspeisung wird mit einem Aufschlag auf den Teileinspeisetarif berechnet. Die Erhöhung für die Teileinspeisung wirkt damit auch für die Volleinspeisung.

• Die Balkonsolaranlage, auch Steckersolargerät genannt, kann nach Kauf und Anmeldung direkt in Betrieb genommen werden; es ist nur noch eine Anmeldung im Marktstammdatenregister bei der Bundesnetzagentur notwendig (mehr zum Marktstammdatenregister in Frage 1.3.3 – Wer muss sich im Marktstammdatenregister anmelden und was ist neu?).
• Die Steckersolargeräte werden einfach an der Balkonbrüstung, dem Terrassengeländer oder an einer anderen geeigneten Stelle sicher angebracht. Die besten Erträge liefert eine Ausrichtung nach Süden; aber auch Ost- und Westbalkone können gut genutzt werden. Das Modul selbst erzeugt Gleichstrom, der durch einen Wechselrichter in haushaltsüblichen Wechselstrom umgewandelt wird.
• Der Wechselrichter wird direkt mit einem in der Wohnung vorhandenen Stromkreis verbunden und der damit erzeugte Wechselstrom kann für die Elektrogeräte im gesamten Haushalt wie Kühlschrank, Fernseher, etc. genutzt werden.
• Dadurch bezieht der Nutzende weniger Strom vom Energieversorger und spart Geld.

Grundsätzlich jeder. Allerdings muss das Einverständnis des Vermietenden oder der Wohnungseigentümergemeinschaft eingeholt werden. Im Mietrecht und Wohnungseigentümerrecht sind Vereinfachungen geplant.

• Die Anmeldung der Balkonsolaranlage im Marktstammdatenregister reicht aus.
• In der Folge wird automatisch überprüft, ob der Zähler getauscht werden muss. Der Austausch erfolgt durch den Messstellenbetreiber. Der Balkonsolar-Betreiber muss nichts weiter veranlassen.
• Es entstehen keine Mehrkosten gegenüber dem vorher installierten Zähler. Im Rahmen des Smart-Meter-Rollouts werden ohnehin sämtliche alten Zähler bis 2032 gegen moderne Messeinrichtungen ausgetauscht.
• Bis zur Installation eines Zweirichtungszählers ist der Betrieb vorübergehend mit jedem Stromzähler möglich, auch wenn dieser rückwärts läuft.
• Die Anlage kann nach ihrem Anschluss also sofort in Betrieb genommen werden.

• Eine Anmeldung im Marktstammdatenregister reicht aus.
• Die separate Anmeldung bei Ihrem Netzbetreiber entfällt für Steckersolargeräte.
• Für normale Photovoltaikanlagen auf Dächern ist jedoch weiterhin eine separate Anmeldung beim Netzbetreiber erforderlich.

Viele Bundesländer und Kommunen fördern den Kauf von Solaranlagen für den Balkon. Allerdings amortisieren sich Steckersolargeräte auch ohne Förderung in der Regel schnell. Eine spezielle Förderung auf Bundesebene ist daher nicht vorgesehen und auch nicht notwendig.

Auch kleine PV-Anlagen können die EEG-Vergütung in Anspruch nehmen – verlieren dann aber ihren Status als Steckersolargerät samt den beschriebenen Entlastungen.

Die technische Normung sieht bisher vor, die Balkonsolaranlage über eine Energiesteckdose in das Haus- oder Wohnungsnetz einzubinden oder die Anlage mit einem Stromkreis des Hauses oder der Wohnung fest zu verbinden. Den Einbau einer Energiesteckdose oder den Festanschluss muss eine Fachkraft des Elektrohandwerks durchführen. Die Nutzung der Schutzkontaktsteckdose (reguläre Haushaltssteckdose) für den Anschluss eines Steckersolargerätes ist derzeit in den technischen Normen nicht vorgesehen.

Die Deutsche Kommission Elektrotechnik (DKE) arbeitet an einer Produktnorm zu Steckersolargeräten mit dem Ziel, die Nutzung möglichst einfach und sicher auszugestalten.

In keinem Fall darf das Steckersolargerät über eine Mehrfachsteckdose (Steckdosenleiste) angeschlossen werden. Es wird empfohlen, nur geprüfte Produkte zu verwenden. Weitere Informationen finden Sie hier.

Ja. Wenn Strom aus mehreren Anlagen mit gleichartiger erneuerbarer Energie hinter einem Netzverknüpfungspunkt erzeugt wird, kann die Abrechnung über eine gemeinsame Messeinrichtung erfolgen. Falls für die Teilanlagen unterschiedliche Vergütungssätze gelten, wird der Messwert entsprechend der jeweiligen Anlagenleistung aufgeteilt. Steckersolargeräte werden im Normalfall der Vermarktungsform der sog. „unentgeltlichen Abnahme“ zugeordnet, sodass der Betreiber für den Stromanteil aus dem Steckersolargerät keine Vergütung erhält.

Ein Beispiel: Bei einer vorhandenen 6 kW-Dachanlage und einem neuen 0,6 kW Steckersolargerät wird die Dachanlagenleistung weiterhin voll vergütet, die Einspeisung des Steckersolargerätes hingegen wird nicht vergütet. Durch das neue Steckersolargerät wird über die gemeinsame Messeinrichtung insgesamt mehr Strom eingespeist. In diesem Beispiel wird die insgesamt eingespeiste Strommenge dann zu 90 % vergütet (10 % der Gesamtleistung wird nicht vergütet: 0,6 kW / 6 kW = 10 %). Ein wirtschaftlicher Vorteil kann mit einer Balkonsolaranlage über den Eigenverbrauch des selbst erzeugten Stroms erlangt werden, welcher den Strombezug aus dem Netz mindert.

Steckersolargeräte sind darauf ausgerichtet, den Strom zu hohen Anteilen möglichst selbst zu verbrauchen. Dadurch reduziert sich der Strombezug aus dem Netz, d.h. es wird weniger Strom vom Stromversorger benötigt und Stromkosten werden eingespart. Über diese Einsparungen rechnen sich die Balkonsolaranlagen auch ohne direkte Förderung innerhalb weniger Jahre.

In den vermiedenen Strombezugskosten sind Netzentgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen enthalten. Diese Kostenkomponenten müssen auf den selbst verbrauchten Strom nicht bezahlt werden. Dadurch wird der Eigenverbrauch indirekt gefördert.

Außerdem profitieren die Betreiber – obwohl sie für ihren eigenerzeugten Strom aus der Balkonsolaranlage keine Netzentgelte, Steuern etc. zahlen, weiterhin vollumfänglich von den Netzleistungen einer jederzeit gesicherten Versorgung, in den Zeiten, in denen sie sich nicht vollständig selbst versorgen können.

Eine direkte Förderung von Strommengen, die nicht selbst verbraucht, sondern in das öffentliche Netz eingespeist werden, wird daher – anders als bei Dachanlagen – in der Regel nicht erfolgen. Stattdessen ist für Steckersolargeräte, die im Rahmen der vereinfachten Anmeldung in Betrieb gehen, die Vermarktungsform der unentgeltlichen Abnahme vorgesehen.

Auch solchen kleine PV-Anlagen steht es frei, die EEG-Vergütung in Anspruch zu nehmen – dann verlieren sie aber ihren Status als Steckersolargerät samt den beschriebenen Entlastungen.

Photovoltaikanlagen bis 30 kW – auch Steckersolargeräte – werden außerdem durch die dauerhafte Absenkung der Umsatzsteuer auf 0 % gefördert. Nähere Informationen finden Sie hier.

Viele Bundesländer und Kommunen fördern den Kauf von Solaranlagen für den Balkon.

Der unvergütete Strom aus Steckersolargeräten wird dem EEG-Bilanzkreis der Netzbetreiber zugeordnet und kann dazu beitragen, die Differenzkosten des Erneuerbare -Energien-Gesetzes (EEG) zu senken. Die Annahme, dass der Netzbetreiber den unvergütet eingespeisten Strom zu eigenen Zwecken gewinnbringend weitervermarkten kann, trifft nicht zu.

Balkonsolaranlagen dienen hauptsächlich dem zeitgleichen Eigenverbrauch. Mögliche Stromüberschüsse werden unvergütet eingespeist. Daher ist es – im Unterschied zu größeren Photovoltaikanlagen – besonders sinnvoll, die Anlagengröße an den eigenen Stromverbrauch anzupassen. Die Dauerlast in durchschnittlichen Haushalten liegt meist deutlich unter 100 Watt.

Daher kann bereits ein einzelnes Modul mit z.B. 400 Watt die ökonomisch sinnvollste Variante sein.

Derzeit darf der Wechselrichter einer Balkonsolaranlage eine Nennleistung von maximal 600 Watt bzw. Voltampere haben. Das ergibt sich aus der technischen Normung. Maßgeblich ist die Angabe auf dem Typenschild oder im Einheitenzertifikat des Wechselrichters. Eine Einstellung in der Software des Wechselrichters ist dagegen nicht maßgeblich, unabhängig ob sie durch den Hersteller oder den Betreiber selbst vorgenommen wird.

Derzeit wird von der Deutschen Kommission Elektrotechnik (DKE) im VDE eine Produktnorm zu Steckersolargeräten erarbeitet, die zukünftig Wechselrichterleistungen bis 800 Watt bzw. Voltampere erlauben würde. Daher wurden Steckersolargeräte im Solarpaket bereits mit 800 Watt Wechselrichterleistung definiert. Diese Definition nimmt allerdings nicht die möglichen Änderungen in der technischen Normung vorweg.

Grundsätzlich können auch leistungsstärkere PV-Anlagen (auch an Balkonen) installiert und in Betrieb genommen werden – allerdings nicht durch elektrotechnische Laien, sondern nur durch Elektrofachkräfte.

Die „Steckerfrage“ sowie technische Details zu Steckersolargeräten werden nicht im Gesetz, sondern in technischen Normen geregelt. Mehr dazu auf der Seite der DKE (Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik).

Allgemeine Informationen zu Balkonkraftwerken sowie einen kurzen Erklärfilm zu diesem Thema finden Sie auch unter auf der Kampagnenwebseite zur Informations- und Aktivierungskampagne „80 Millionen gemeinsam für Energiewechsel“ unter www.energiewechsel.de/balkonkraftwerk.

Mit dem Modell der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung wird die Weitergabe von PV-Strom an Letzverbrauchende innerhalb desselben Gebäudes erleichtert. Entsprechend ist eine zentrale Bedingung, dass Erzeugung und Verbrauch des PV-Stroms auf bzw. in demselben Gebäude (inkl. Nebenanlagen) und hinter demselben Netzverknüpfungspunkt erfolgen, d. h. die Stromlieferung ohne Durchleitung durch das öffentliche Netz erfolgt. Zudem müssen die erzeugte PV-Strommenge und der Verbrauch jedes teilnehmenden Bewohners bzw. Letztverbrauchers im Gebäude jeweils viertelstundenscharf gemessen werden. Da es bei der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung ausschließlich um die Weitergabe des auf, am oder im Gebäude erzeugten PV-Stroms geht, muss, anders als beim Mieterstrom, der bisherige Stromliefervertrag nicht aufgegeben oder angepasst werden. Ein Teilnehmender, der sich dazu entschließt, einen Teil seines Stromverbrauchs über die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung zu beziehen, muss seinen restlichen Stromverbrauch regelmäßig weiterhin über einen regulären Stromliefervertrag abdecken; diesen kann er weiterhin selbst wählen (Grundsatz der freien Lieferantenwahl). Wichtig ist, dass die Teilnahme an der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung für jeden Letzverbrauchenden im Gebäude freiwillig ist und sein muss. Denn auch bei der Stromversorgung über die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung handelt es sich letztlich um eine Stromlieferung, die dem Grundsatz der freien Stromlieferantenwahl unterliegt. Entscheidet sich ein Letzverbraucher für die Teilnahme, muss daher ein entsprechender Vertrag nach einer erstmaligen Vertragslaufzeit von maximal zwei Jahren jederzeit gekündigt werden können.

1. Es wird eine Solaranlage auf einem Mehrfamilienhaus oder dessen Nebenanlagen installiert. Für diese wird ein eigener Zähler zur Ermittlung der erzeugten Strommengen vorgesehen (technischer Aufbau identisch wie im Fall der Volleinspeisung).
2. Für die 15-Minutenscharfe Erfassung von Erzeugung der PV-Anlage und des Verbrauchs des Teilnehmenden mittels intelligenter Messsysteme wird ein Messstellenbetreiber beauftragt, sofern dies noch nicht mittels intelligenter Messsysteme erfolgt – idealerweise der gleiche für alle Messstellen im Gebäude.
3. Der erzeugte Strom wird gemessen und entsprechend eines vereinbarten Verteilungsschlüssels durch den oder die Messstellenbetreiber den einzelnen Teilnehmenden im Gebäude zugewiesen. Der Berechnungsschlüssel wird zum Zweck der Verteilung an die einzelnen Messstellenbetreiber bei der für die Bilanzierung der Strommengen zuständigen Stelle (derzeit der lokale Verteilnetzbetreiber) übermittelt.
4. Die Teilnehmenden verringern dadurch ihre Netzbezugsmengen. Das Ergebnis ist das gleiche wie beim Eigenverbrauch.
5. Die Abrechnung zwischen dem Anlagenbetreiber und den Teilnehmenden erfolgt auf Basis der den Teilnehmenden zugeteilten Strommengen. Die für die Abrechnung erforderlichen Daten können z.B. von einem Dienstleister von dem Messstellenbetreiber oder den Messstellenbetreibern erhoben werden und dem Betreiber der PV-Anlage zur Verfügung gestellt werden. Diese Dienstleistung kann auch von einem Messstellenbetreiber angeboten werden.
6. Die Reststrombelieferung erfolgt über die weiterhin bestehenden Stromlieferverträge – der Lieferant erhält dafür die Verbrauchswerte der von ihm belieferten Letztverbraucher wie gehabt vom Messstellenbetreiber.
7. Für die Stromeinspeisung von PV-Strom aus der Gebäudestromanlage in das Netz in Zeiten, in denen die Nutzenden im Gebäude diesen nicht abnehmen bzw. verbrauchen, erhält der Anlagenbetreiber die Einspeisevergütung vom Netzbetreiber.

Insgesamt wird durch den Wegfall der Verpflichtung zur Reststromlieferung die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung attraktiv, insbesondere für unerfahrenere Akteure außerhalb der Energiewirtschaft. Die Wirtschaftlichkeit beider Modelle sollte jedoch für jeden Einzelfall sorgfältig geprüft werden.

Die Verteilung des Stroms an die Teilnehmende erfolgt anhand des zwischen dem Anlagenbetreiber und den Teilnehmenden zu vereinbarenden Aufteilungsschlüssels. Das kann zum Beispiel ein statischer oder ein dynamischer Schlüssel sein:

• statischer Schlüssel: Festgelegt wird der Anteil an der durch die PV-Anlage je 15-Minutenintervall erzeugten Strommenge, der den einzelnen Teilnehmenden zugeteilt wird und zwar in einem starren Verhältnis (z.B. bei zwei Teilnehmenden ein Anteil von je 50%). Verbraucht eine der Parteien in dem jeweiligen Intervall den ihr zugeordneten Strom nicht vollständig, wird dieser als Überschuss in das Netz eingespeist.
• dynamischer Schlüssel: Die innerhalb eines 15-Minuten-Intervalls erzeugte PV-Strommenge wird entsprechend ihres jeweiligen Anteils am Gesamtverbrauch aller Teilnehmenden innerhalb desselben 15-Minuten-Intervalls den einzelnen Teilnehmenden zugeteilt. In Folge bekommen Teilnehmende mit einem höheren Stromverbrauch in dem jeweiligen 15-Minuten-Intervall eine höhere Strommenge zugewiesen als solche mit einem niedrigeren Stromverbrauch. Dadurch wird der gesamte Eigenverbrauch aller Teilnehmenden je 15-Minuten-Intervall automatisch maximiert. Das kann insbesondere vorteilhaft sein, wenn Wärmepumpen oder Elektroautos als Stromverbraucher eingebunden sind, da der Stromverbrauch hier zu anderen Zeitpunkten erfolgt als der sonstige Haushaltsstromverbrauch.
• Falls kein Verteilungsschlüssel vereinbart wird oder der vereinbarte Verteilungsschlüssel unwirksam sein sollte, ist der Strom zu gleichen Teilen auf alle Teilnehmenden zu verteilen.

Das Konzept der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung mit den vereinfachten Lieferantenpflichten bei der Strombelieferung ist aufgrund von EU-rechtlichen Vorgaben auf ein Gebäude und seine Nebenanlagen beschränkt.

Aber: Die gleiche Logik der Aufteilung von PV-Strom kann grundsätzlich in jeder Kundenanlage angewendet werden. Konkret kann also z.B. in einer Gruppe von mehreren Wohn- oder Gewerbegebäuden, die netzseitig zu einer Kundenanlage zusammengeschlossen sind, der Strom aus einer PV-Anlage analog zur gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung auf verschiedene Parteien aufgeteilt werden. Sobald mehr als ein Gebäude eingebunden ist, müssen jedoch zusätzlich die vollen Lieferantenpflichten nach § 40 ff EnWG eingehalten werden.

Der für den PV-Anlagenbetreiber zentrale Akteur in der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung kann ein Dienstleister sein, der die Daten der Messstellenbetreiber zusammenfasst und für die Erstellung der Rechnung aufbereitet. Im Fall von verschiedenen Messstellenbetreibern stellen diese auf Anforderung dem Dienstleister des PV-Anlagenbetreibers die Information zur Verfügung, welche Strommengen von den einzelnen Parteien jeweils verbraucht wurden, damit dieser die Abrechnung mit den einzelnen Parteien durchführen kann. Insbesondere (wettbewerbliche) Messstellenbetreiber können hierfür zusätzliche Service-Angebote anbieten, welche eine Abrechnung zwischen dem PV-Betreiber und den Letztverbrauchern besonders einfach umsetzbar machen.

Der Verteilnetzbetreiber ist an der Umsetzung nur insoweit beteiligt, dass er nach heutigem Stand der Marktkommunikationsprozesse von dem Betreiber der PV-Anlage oder von dessen Dienstleister über den Aufteilungsschlüssel informiert wird, und diesen an die beteiligten Messstellenbetreiber weiterleitet. Um die Übermittlung dieser Informationen zwischen Messstellenbetreiber und Verteilnetzbetreiber zu erleichtern, wurden bereits in 2023 die Datenformate für die Übermittlung der entsprechenden Formelsätze an die neuen Anforderungen angepasst.

Gemäß §20 EnWG ist der Verteilnetzbetreiber grundsätzlich verpflichtet, die Umsetzung der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung in seinem Netzgebiet zu ermöglichen. Das gleiche gilt für die PV-Teilbelieferung, bei der die gleiche „Mechanik“ wie bei der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung umgesetzt wird.

Für die Aufsicht über die Verteilnetzbetreiber sowie der Messtellenbetreiber ist die Bundesnetzagentur zuständig. Sollte es in der praktischen Umsetzung zu Konflikten kommen, kann sich der mit der Umsetzung beauftragte Dienstleister an die zuständigen Stellen bei der Bundesnetzagentur wenden.

Ja. Die PV-Anlage kann sowohl von Gebäudeeigentümern, Mietenden als auch einem Dritten errichtet und betrieben werden. Dies kann z.B. auch ein Zusammenschluss einer Gruppe von Mietenden oder Externen, wie in einer Bürgerenergiegesellschaft oder in einer Energiegenossenschaft sein, die gemeinschaftlich in eine PV-Anlage investiert haben.

Die Anlagenbetreibenden der Solarstromanlage müssen mit allen interessierten Nutzern innerhalb des Gebäudes, den sog. teilnehmenden Letztverbrauchern, einen Gebäudestromliefervertrag abschließen. Die Kopplung mit einem Mietvertrag ist nicht zulässig. Der Gebäudestromliefervertrag sollte mindestens regeln:

• Wann startet die Belieferung?
• Wie hoch ist der Preis pro gelieferte Kilowattstunde Solarstrom (ct/kWh)?
• Wie sind die Regeln zum Betrieb, zur Wartung und zum Erhalt der Solaranlage und wie werden die Zusatzkosten aufgeteilt?
• Welcher Aufteilungsschlüssel wird gewählt?
• Wie und mit welchen Fristen ist der Vertrag kündbar?

Wenn die Wohnungseigentümergemeinschaft (WEG) eine Gebäudestromanlage betreibt, kann der Gebäudestromnutzungsvertrag auch durch einen Beschluss der WEG ersetzt werden.

Mietende haben in allen Strombezugsmodellen auch weiterhin das Recht, ihren Stromlieferanten selbst zu wählen oder sich vom Grundversorger beliefern zu lassen.

Bisher war das Mieterstrommodell ausschließlich für PV-Anlagen auf Wohngebäuden anwendbar, d.h. solchen Gebäuden, in denen mindestens 40% der Fläche für Wohnen genutzt wurde. In Zukunft entfällt diese Anforderung, welche in der Praxis häufig schwer nachzuweisen war. So können Gebäude, unabhängig von der Art ihrer Nutzung, für die Installation von PV-Anlagen genutzt werden. So wird das Mieterstrommodell auch für gewerblich genutzte Gebäude, wie zum Beispiel Bürogebäude, geöffnet. Darüber hinaus ist es zukünftig auch zulässig, dass die PV-Erzeugungsanlage auf Nebenanlagen zu diesen Gebäuden angebracht wird.

Zusätzlich werden einige vertragsrechtliche Anforderungen an Mieterstromverträge dahingehend vereinfacht, dass sie in Zukunft denen von regulären Stromlieferverträgen entsprechen.

Eine gerade für Quartiere sehr wichtige Erleichterung ist darüber hinaus die Änderung der Anlagenzusammenfassung.

Die Anlagenzusammenfassung im EEG regelt, in welchen Fällen mehrere PV-Anlagen als eine zusammenhängende Anlage zu betrachten sind. So wurden bisher Dachanlagen, die in einem engen zeitlichen und räumlichen Zusammenhang in Betrieb genommen wurden (z.B. auf einem Flurstück oder in einem Wohnquartier), als eine Anlage betrachtet. Daraus ergaben sich u.a. Verpflichtungen zur Einhaltung bestimmter technischer Standards, insbesondere bei Überschreiten der Grenze von 100 kW. Bisher führte dies gerade bei Wohngebäuden häufig zu Problemen, wenn PV-Anlagen auf unterschiedlichen Gebäuden zusammengefasst wurden, die eigentlich technisch nicht verbunden waren.

Durch die Neuregelung der Anlagenzusammenfassung von Dachanlagen wird sichergestellt, dass in Zukunft nur solche Anlagen als eine Anlage zusammengefasst werden, welche auch technisch eine Anlage sind.

• Der zentrale Punkt bei den Änderungen der Elektrotechnische-Eigenschaften-Nachweis-Verordnung (NELEV) ist die Ausweitung einer Ausnahme von der grundsätzlichen Zertifizierungspflicht für Energieanlagen. Eine solche Ausnahme war zwar bisher schon in der NELEV vorgesehen. Waren bisher aber lediglich Anlagen mit Anschluss an ein öffentliches Niederspannungsnetz ausgenommen, so sollen künftig – unabhängig von der Spannungsebene – auch für Anlagen mit einer maximalen installierten Gesamtleistung von bis zu 500 Kilowatt bei maximaler Einspeiseleistung von 270
  Kilowatt keine Anlagenzertifikate mehr notwendig sein.
• Ausreichend ist dann ein vereinfachter Nachweis, der im Wesentlichen über Einheiten- und Komponentenzertifikate der Hersteller erbracht werden kann.
• Damit die Ausnahmeerweiterung unter Gewährleistung der Systemsicherheit des Stromnetzes schnellstmöglich umgesetzt werden kann, wird das „Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V.“ (VDE-FNN) zeitnah die anwendbaren Technischen Anschlussregeln (TAR) im Rahmen der technischen Selbstverwaltung überarbeiten.
• Bis die einschlägigen TAR entsprechend angepasst sind, werden einige wenige zusätzliche technische Anforderungen in vereinfachter Form in einer separaten Verordnung – der Energieanlagen-Anforderungen-Verordnung (EAAV) – geregelt.
• Außerdem wird es ein digitales Register für Einheiten- und Komponentenzertifikate sämtlicher Spannungsebenen geben. Die Nutzung eines solchen Registers auf freiwilliger Basis ist schon heute möglich bei der Fördergesellschaft Wind und andere Dezentrale Energien (FGW) e.V.: www.zerez.net. Voraussichtlich ab dem 1. Februar 2025 wird die Nutzung eines zentralen Registers verpflichtend sein.
• Die zum Zertifizierungspaket gehörenden Rechtsverordnungen sollen unmittelbar nach dem Solarpaket I in Kraft treten. Dies wird voraussichtlich spätestens in der 21. Kalenderwoche geschehen.
• Informationen zu dem Zertifizierungspaket waren bereits Ende 2023 im Newsletter „Energiewende direkt“ des BMWK veröffentlicht worden.
• Ein Überblick über das Gesetzgebungsverfahren der einzelnen Rechtsverordnungen und die im Verfahren eingegangenen Stellungnahmen findet sich hier.
• Das VDE-FNN hat einen Anwendungshinweis zu dem Thema erstellt.
• Links zu den Verordnungstexten (redaktionelle Änderungen vor Verkündung noch möglich; maßgeblich ist allein die im Bundesgesetzblatt veröffentlichte Fassung):
  - NELEV-Änderungsverordnung
  - 2. NELEV-Änderungsverordnung
  - EAAV
  
  

• Das EEG betrachtet zur Ermittlung der Größe von Solaranlagen unter bestimmten Voraussetzungen mehrere Anlagen als eine große Anlage. Im Solarpaket I wird eine Ausnahme von dieser Regelung für Dachanlagen im räumlichen Zusammenhang, jedoch hinter unterschiedlichen Netzanschlusspunkten vorgesehen.
• Das heißt: Die Anlage auf dem benachbarten Wohnhaus führt zukünftig nicht mehr dazu, dass die eigene Anlage größer gerechnet wird, sofern die Anlagen hinter verschiedenen Netzanschlusspunkten liegen.
• Eine Balkonsolaranlage wird sogar ganz von den Zusammenfassungsregeln ausgenommen.
• Eine weitere Erleichterung betrifft Anlagen von Bürgerenergiegesellschaften: Solche Anlagen sind bis zu einer bestimmten Größe von der Pflicht zur Teilnahme an Ausschreibungen ausgenommen. Für die Ermittlung der Größe wird in diesem Zusammenhang zukünftig nur noch auf andere Bürgerenergieanlagen in der Umgebung geachtet.

• Im Grunde ist jeder, der eine PV-Anlage, eine, Windenergieanlage, eine Stromspeicheranlage oder auch sonstige Stromerzeugungsanlagen betreibt oder betreiben möchte, zur Anmeldung verpflichtet.
• Die Registrierung ist gesetzlich vorgeschrieben und wichtig, um zu erfassen und transparent zu machen, wie viele Stromerzeugungsanlagen wo in Deutschland betrieben werden.
• Auch viele energiewirtschaftliche Prozesse werden zentral über das Marktstammdatenregister abgewickelt und können so bürokratieärmer funktionieren.
• Die Anmeldung im Marktstammdatenregister ist für Steckersolargeräte jetzt viel einfacher, es müssen nur noch wenige Informationen eingegeben werden.

• Anlagenbetreiber können künftig ihre Überschussmengen ohne Vergütung – aber auch ohne Direktvermarktungskosten – an den Netzbetreiber weitergeben. Diese sogenannte „unentgeltliche Abnahme“ ist interessant für Betreiber größerer Anlagen, die an sich unter die Direktvermarktungspflicht fallen, ihren PV-Strom im Wesentlichen aber selbst verbrauchen und deshalb nur geringe Überschussmengen ins Netz einspeisen und sonst direktvermarkten müssten.
• Die unentgeltliche Abnahme steht Bestands- und Neuanlagen mit einer installierten Leistung von unter 200 kW offen. Anlagen, die vor dem 1. Januar 2026 in Betrieb genommen werden, können sogar bis zu einer installierten Leistung von unter 400 kW diese Option nutzen.

• Nach den Freiflächenanlagen wird jetzt auch für Dachanlagen die Leistungssteigerung durch Aufrüstung bestehender Anlagen erleichtert.
• Hierfür wird der Einsatz von effizienteren Modulen unabhängig vom – bisher erforderlichen – Vorliegen eines Schadens möglich sein. Der bestehende Vergütungsanspruch kann dabei anteilig auf die neue Anlage übertragen werden, abhängig davon welche installierte Leistung die ursprüngliche Anlage hatte und wann sie in Betrieb genommen wurde.
• Für den zusätzlichen Leistungsanteil wird die zum Inbetriebnahmezeitpunkt der neuen Anlage geltende Vergütung gezahlt. Der zusätzliche Leistungsanteil wird insoweit als Neuanlage betrachtet und erhält die Vergütung für 20 Kalenderjahre plus das (anteilige) Inbetriebnahmejahr.
• Nach Ablauf des Vergütungszeitraums des alten Leistungsanteils kann dieser ggf. den Marktwert erhalten; dies entspricht der bestehenden Regelung für ausgeförderte Photovoltaikanlagen bis 100 kW.

• Gemäß der bisherigen Regelung erhalten ausgeförderte Photovoltaikanlagen bis 100 kW bis zum 31.12.2027 vom Netzbetreiber den Marktwert für die ins Netz eingespeisten Strommengen („Marktwertdurchleitung“).
• Diese Regelung wurde um fünf Jahre bis 2032 verlängert. Anlagenbetreiber haben somit nun für eine längere Zeit eine sehr einfache Möglichkeit, ausgeförderte Anlagen weiter zu betreiben.

• Diese Thematik betrifft nur Volleinspeiseanlagen. Bei den heute überwiegend installierten Teileinspeiseanlagen (d. h. solche mit Eigenverbrauch) wird der geringe Nachtverbrauch des Wechselrichters über den vorhandenen Stromliefervertrag abgerechnet.
• Die sehr geringen Stromverbräuche, welche bei Volleinspeiseanlagen für den Wechselrichter anfallen, können zukünftig unbürokratisch abgerechnet werden.
• Bisher waren dazu oft separate Stromlieferverträge erforderlich, die besonders angesichts der monatlichen Grundgebühr hohe und im Vergleich zu wenigen gelieferten Kilowattstunden Strom als unverhältnismäßig empfundene Kosten zur Folge hatten.
• Nun wird die Möglichkeit geschaffen, die Strommengen unter bestimmten Voraussetzungen über einen bereits bestehenden Stromliefervertrag mit abzurechnen.

• Grundsätzlich ist dies erst ab einer installierten Leistung von mehr als 25 kW vorgeschrieben. Anlagen, deren installierte Leistung 7 kW übersteigt, muss der grundzuständige Messstellenbetreiber jedoch bis 2030 mit einem intelligenten Messsystem ausstatten (§ 29 Abs. 1 Nr. 2 MsbG), der Anlagenbetreiber muss gemäß § 9 Abs. 1a EEG die Abrufung der Ist-Einspeisung über das Smart-Meter-Gateway ermöglichen.
• Eine Ausnahme von diesem Grundsatz sieht § 9 Abs. 1 S. 1 Alt. 2 EEG 2023 vor. Diese Ausnahmevorschrift gilt für Betreiber von EEG- und KWK-Anlagen, die hinter einem Netzanschluss mit mindestens einer steuerbaren Verbrauchseinrichtung nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes betrieben werden. Betreiber solcher Anlagen sind unabhängig von der Nennleistung ihrer Anlagen verpflichtet, diese spätestens bei Einbau eines intelligenten Messsystems mit technischen Einrichtungen für eine Steuerung durch den Netzbetreiber auszustatten.

Der einfachste Weg ist es, den für die Messstelle verantwortlichen Messstellenbetreiber mit dem Einbau und Betrieb der technischen Einrichtungen zu beauftragen. Alle Messstellenbetreiber sind nach § 34 Abs. 2 S. 2 Nr. 5 MsbG verpflichtet, diese Leistungen anzubieten und dabei die gesetzlichen Preisobergrenzen zu beachten. Hat der Anlagenbetreiber den Messstellenbetreiber ordnungsgemäß mit den erforderlichen Zusatzleistungen beauftragt, gelten seine Verpflichtungen bereits mit der Auftragserteilung als erfüllt („Exkulpationswirkung“). Diese Regelung schützt Anlagenbetreiber umfassend vor Sanktionen des Netzbetreibers nach § 52 EEG.

Bei alten Anlagen ohne Ansteuerbarkeit des Wechselrichters genügt auch eine simple Steuerungseinrichtung den gesetzlichen Anforderungen, die zumindest eine Fernsteuerung über das bloße Ein- und Ausschalten hinaus ermöglicht (BGH, Urt. v. 14.1.2020 − XIII ZR 5/19).

• Hat der Anlagenbetreiber seinen Messstellenbetreiber (MSB) nach § 9 Abs. 1b EEG 2023 i.V.m. § 34 Abs. 2 S. 2 Nr. 5 MsbG mit dem Einbau und der Anbindung einer Steuerungseinrichtung beauftragt, ist dieser grundsätzlich zur Umsetzung innerhalb von vier Monaten verpflichtet. Der MSB darf Einbau oder Anbindung nur solange und soweit verweigern, wie die Erfüllung aus technischen Gründen unmöglich ist (§ 34 Abs. 2 S. 3 MsbG). Die Ablehnungsgründe sind gegenüber dem Anlagenbetreiber nachvollziehbar in Textform zu begründen.
• Eine technische Unmöglichkeit im Sinne von § 34 Abs. 2 S. 3 MsbG kommt auch in Betracht, wenn vorbereitende Arbeiten an der Kundenanlage noch nicht abgeschlossen wurden. Dies kann etwa bei Bestandsanlagen der Fall sein, sofern vorbereitend für die digitale Anbindung der EE-Anlage an die Steuerungseinrichtung Veränderungen an der Kundenanlage bzw. am Wechselrichter notwendig werden. Derartige Arbeiten fallen nicht unter den Messstellenbetrieb (§ 3 MsbG), sondern liegen grundsätzlich in der Eigentümerverantwortung, vgl. auch § 13 Abs. 1 in Verbindung mit § 22 Abs. 1 NAV. Überwiegend muss beim Einbau von Anlagen oder steuerbaren Verbrauchern wie Ladeeinrichtungen für Elektrofahrzeuge oder Wärmepumpen in Bestandsgebäuden ohnehin die Kundenanlage modernisiert werden, sodass kein nennenswerter Zusatzaufwand entsteht.

Je nach Anlagengröße kostet die erzeugte Kilowattstunde aus einer Dachanlage mindestens das Doppelte im Vergleich zu einer Freiflächenanlage. Darum benötige wir in Deutschland mehr Flächen für Solarparks, um die energie- und klimapolitischen Ziele kosteneffizient erreichen zu können. Gleichzeitig müssen wir landwirtschaftliche und naturschutzfachliche Interessen wahren und die Akzeptanz für den Ausbau sichern. Flächen sollen dafür zukünftig viel häufiger als in der Vergangenheit mehrfach genutzt werden, also zum Beispiel durch die zeitgleiche Nutzung für Landwirtschaft und Energieerzeugung (Agri-PV). Aber auch weitere intelligente Nutzungen werden vermehrt eine Rolle spielen (Floating-PV, Moor-PV und Parkplatz-PV).

Die maximale Gebotsmenge eines Gebots wurde von 20 MW auf 50 MW erhöht. Damit können sehr kosteneffiziente Solarparks errichtet werden, die günstigen EE-Strom liefern. Im Rahmen der Notfallverordnung galt für Zuschläge im Kalenderjahr 2023 temporär eine Größenbegrenzung auf 100 MW.

Alle neu geförderten Photovoltaik Freiflächenanlagen müssen nun naturschutzfachliche Mindestkriterien erfüllen. Der Anlagenbetreiber verpflichtet sich, mindestens drei der fünf zur Auswahl stehenden Mindestkriterien zu erfüllen. Dabei kann er aus den fünf Kriterien drei frei wählen.

Folgende Mindestkriterien stehen zur Auswahl:

1. Die maximal beanspruchte Grundfläche der Module beträgt höchstens 60 Prozent der Grundfläche des Gesamtvorhabens.
2. Der Boden unter der Solaranlage wird entweder maximal zweimal pro Jahr gemäht (kein Mulchen) oder als Portionsweise beweidet.
3. Die Durchgängigkeit für Großsäuger wird bei großen Anlagen durch Wanderkorridore gewährleistet. Zudem müssen alle Anlagen die Durchgängigkeit für kleinere Tierarten sicherstellen.
4. Auf mindestens 10 Prozent der Anlagenfläche sollen standortangepasste Typen von Biotoptypenelementen wie bspw. besondere Blühstreifen angelegt werden.
5. Es wird auf den Einsatz von Pflanzenschutz- oder Düngemittel verzichtet. Zudem darf die Anlage nur in besonderen Fällen mit biologisch abbaubaren Reinigungsmitteln gereinigt werden.

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz plant, in einem Leitfaden Hinweise für die Praxis zu näheren Einzelheiten der verschiedenen Mindestkriterien sowie zu geeigneten Nachweisen zu geben.

Bei den Freiflächenausschreibungen fasst nun ein eigenes Untersegment die sogenannten besondere Solaranlagen zusammen. Sie haben einen eigenen Höchstwert von 9,5 ct/kWh; die insgesamt ausgeschriebene Menge von Freiflächenanlagen und besonderen Solaranlagen bleibt jedoch gleich. Zu den besonderen Solaranlagen gehören mehrere verschiedene Anlagenkonzepte:

• Agri-PV: gleichzeitige Nutzung von Flächen für die landwirtschaftliche Produktion sowie der PV-Stromproduktion. Erfasst sind: Agri-PV-Anlagen die mind. 2,10 Meter hoch aufgeständert sind (lichte Höhe) sowie vertikale bzw. senkrechte Agri-PV-Anlagen mit einer lichten Höhe von mind. 0,80 Meter.
• Floating-PV: schwimmende Photovoltaik auf Wasserflächen.
• Moor-PV: gleichzeitige Nutzung wiedervernässter Moorböden für Klimaschutz und PV-Stromerzeugung, und
• Parkplatz-PV: Parkplatzüberdachung mit Photovoltaik zur Doppelnutzung der bereits versiegelten Flächen.

Für das neue Untersegment gilt:

• Die bisherigen Boni setzten keine angemessenen Anreize für den Ausbau der besonderen Solaranlagen und werden deshalb gestrichen.
• Mit dem eigenen Untersegment können die besonderen Solaranlagen aus der Nische herauswachsen. Die Menge besonderer Solaranlagen, die jährlich ausgeschrieben wird, wächst schrittweise auf bis zu 2.075 MW pro Jahr im Jahr 2029. Wird die im Untersegment vorgesehene Leistung nicht ausgeschöpft, so werden stattdessen entsprechend mehr konventionelle Freiflächenanlagen bezuschlagt.

Die sogenannten benachteiligten Gebiete sind Gebiete mit beispielsweise schwierigen landwirtschaftlichen Produktionsbedingungen. Zukünftig sind die benachteiligten Gebiete grundsätzlich geöffnet und damit Freiflächenanlagen in benachteiligten Gebieten förderfähig.

Für die Länder besteht jedoch eine Opt-Out-Option: wenn in einem Land ein bestimmter Anteil landwirtschaftlich genutzter Flächen bereits durch PV-Anlagen bebaut ist, kann dieses Land seine Option ziehen und die Förderfähigkeit der Flächen in seinem Bundesland ausschließen. Bis zum 31.12.2030 beträgt dieser Anteil 1% und danach 1,5% der landwirtschaftlich genutzten Flächen.

Ergänzend können die Länder bestimmte „weiche“ Schutzgebiete in den benachteiligten Gebieten ausschließen.

Im EEG ist festgelegt, dass mindestens die Hälfte der Photovoltaikanlagen auf, an oder in Gebäuden oder Lärmschutzwänden installiert werden soll. Die zusätzliche Installation von Photovoltaikanlagen auf landwirtschaftlich genutzten Flächen wird bis 2030 auf maximal 80 Gigawatt und bis 2040 auf 177,5 Gigawatt begrenzt. Diese Maßnahme ist ausreichend, um die Ausbauziele des EEG zu erreichen, und stellt gleichzeitig klare Richtlinien für die Nutzung landwirtschaftlicher Flächen bereit. Selbst wenn der zukünftige Zubau ausschließlich auf landwirtschaftlich genutzten Flächen erfolgt, entspräche dies einem Anteil von maximal ca. 1,3-1,5 Prozent (2040) auf dieser Fläche. Zum Vergleich: Energiepflanzen beanspruchen derzeit bereits ca. 13-15 Prozent der landwirtschaftlich genutzten Flächen.

Ja. Neu eingeführt wurde die Vergütung für sogenannte Flugwindanlagen, um Innovationen zu befördern. Flugwindkraft wird in den Katalog der erneuerbaren Energien aufgenommen. Es ist damit, genauso wie Wasserkraft, stationäre Windenergie, Solarenergie, Geoenergie und Energie aus Biomasse in die Förderung mit aufgenommen und kann über das EEG vergütet werden. Die Vergütung bei kleineren Flugwindanlagen wird auf Basis von Ergebnissen durchgeführter Ausschreibungen ermittelt, erfolgt also ähnlich den bereits bestehenden Regelungen zu Pilotwindenergieanlagen und Anlagen von Bürgerenergiegesellschaften. Bei größeren Anlagen ab einer Leistung von 1 Megawatt wird die Vergütung im Rahmen der Ausschreibungen bei Windenergie an Land bestimmt.

• Ab dem Jahr 2025 wird ein Teil der nicht bezuschlagten Biomethan-Ausschreibungsmengen im Folgejahr der Ausschreibungsmenge für Biomasse hinzugefügt, um den Bestandsanlagen eine Anschlussperspektive (10-jährige Anschlussförderung bei erfolgreicher Bezuschlagung) zu ermöglichen.
• Weitere Regelungen beinhalten:
  - die Südquote in den regulären Biomasse-Ausschreibungen wird bis Ende 2027 ausgesetzt,
  - die Realisierungs- und Pönalenfristen wurden um weitere 6 Monate erweitert und
  - Kapazitätserweiterung bei Kleingülleanlagen zum Eigenverbrauch.

In Zukunft können Speicher flexibler genutzt werden, indem sie nicht nur im Sommer die Erzeugung von PV-Anlagen vom Mittag in den Abend verlagern, sondern auch im Winter (wenn vergleichsweise weniger PV-Strom erzeugt wird) für den Handel mit Netzstrom eingesetzt werden. Dafür wird das im Rahmen der EEG-Förderung geltende sogenannte „Ausschließlichkeitsprinzip“ angepasst. Dabei wird auch in Zukunft sichergestellt, dass nur EE-Strom eine Förderung nach dem EEG erhält.

Außerdem wird das Privileg eines bevorzugten Netzanschlusses für Erneuerbare Energien auch auf Speicher ausgedehnt, um Gleichrang beim Netzanschluss sicherzustellen.

Das Solarpaket I berücksichtigt die Ausgewogenheit zwischen den Interessen des erleichterten Zubaus von erneuerbaren Energien und der Systemsicherheit sowie des sicheren Netzbetriebs. Durch das Solarpaket I wird ein neuer Systemstabilitätsbericht eingeführt, der von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) ab 1. Januar 2025 in regelmäßigen Abständen zu erstatten ist. Dadurch werden bisher bereits bestehende Berichtspflichten der ÜNB zu Systemstabilität gebündelt. In dem Bericht werden Handlungsbedarf und Handlungsoptionen im Bereich der Systemstabilität bestimmt. So wird beispielsweise der Bedarf nach Systemdienstleistungen (SDL) quantifiziert. Verteilnetzbetreiber (VNB) aber auch Dritte sind zur Mitwirkung bei der Erstellung verpflichtet.

Zudem wird ein neues Monitoring zur Systemstabilität geschaffen, welches durch die Bundesnetzagentur durchgeführt wird. Grundlage hierfür werden u.a. der Systemstabilitätsbericht und die Umsetzung der Roadmap Systemstabilität sein.