Das vielfach bejubelte Solarspitzen-Gesetz generiert unnötige Einspeiserampen, entlastet die Stromnetze zu wenig und bremst obendrein den weiteren Photovoltaik-Ausbau im Eigenheimsegment aus.
„Für Zeiträume, in denen der Spotmarktpreis negativ ist, verringert sich der anzulegende Wert auf null“, ist in der aktuellen Fassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) zu lesen. Diese Regelung gilt ab dem 1. Januar 2026 für alle neuen PV-Anlagen mit Nennleistungen zwischen 2 Kilowatt und 100 Kilowatt, die seit dem 25. Februar 2025 installiert wurden und die noch in diesem Jahr mit einem intelligenten Messsystem samt Steuerungseinrichtung ausgestattet werden. Oder anderes formuliert: Sobald eine Photovoltaik-Anlage mit einem Smart Meter sowie einem Smart-Meter-Gateway und einer Steuerbox „beglückt“ wird, entfällt ab dem 1. Januar des darauffolgenden Jahres die Einspeisevergütung immer dann, wenn der Börsenstrompreis negativ ist.
1. Kritikpunkt: Der abrupte Vergütungsverlust bei negativen Börsenstrompreisen birgt die Gefahr von „Lawineneffekten“
Der Haken dabei: Alle Anlagen, die der Nullvergütungsregelung unterliegen, sind dem sogenannten Day-Ahead-Strompreis und damit dem gleichen Preissignal ausgesetzt. Es ist daher naheliegend, dass alle mit einem intelligenten Energiemanager ausgestatteten Photovoltaik-Batteriesysteme zum gleichen Zeitpunkt an einem sonnigen Tag vom Modus „alles einspeisen“ in den Modus „möglichst alles speichern oder selbst verbrauchen“ wechseln werden. Das ist insofern nachteilig, da von einer Minute auf die andere Minute innerhalb eines Tages die Photovoltaik-Anlagen mit Batteriesystemen zu laden beginnen. Das verursacht unnötige deutschlandweite Leistungssprünge in den Stromnetzen, die es ohne die Nullvergütungsregelung aufgrund von statistischen Ausgleichseffekten nicht geben würde.
Besonders gravierend ist das, weil der Börsenstrompreis an sonnigen Tagen häufig genau dann negativ wird, wenn die Photovoltaik-Anlagen bereits auf Hochtouren Strom produzieren. Der abrupte Paradigmenwechsel der Solarstromnutzung tritt also häufig in Zeiten einer hohen Leistungsabgabe der Photovoltaik-Anlage auf. Bereits 600.000 Heimspeichersysteme mit einer Ladeleistung von jeweils 5 Kilowatt können durch die Nullvergütungsregelung hervorgerufene Leistungssprünge von 3 Gigawatt verursachen, die anderweitig aufgefangen werden müssten.
Grafik: Johannes Weniger
2. Kritikpunkt: Kein Batteriespeicher wird die Verluste aufgrund der Nullvergütungsregelung auffangen können
Die Nullvergütung bei negativen Börsenstrompreisen wird häufig damit argumentiert, dass dadurch mehr Solarstrom in Spitzenzeiten selbst verbraucht oder gespeichert werden soll. Typisch dimensionierte Heimspeichersysteme sind aufgrund ihrer Speicherkapazität jedoch überhaupt nicht in der Lage, den kompletten Solarstromertrag an sehr sonnigen Tagen zu Zeiten negativer Börsenstrompreise aufzunehmen.
Ein Beispiel: Eine südlich ausgerichtete Photovoltaik-Anlage produziert an wolkenlosen Sommertagen bis zu 7 Kilowattstunden je Kilowatt Anlagennennleistung. Der Tagesertrag einer 10-Kilowatt-Photovoltaik-Anlage beträgt also maximal 70 Kilowattstunden. Bereits im Jahr 2024 kam es an 80 Tagen, und das fast ausschließlich im Sommerhalbjahr, zu negativen Börsenstrompreisen. Eine 10-Kilowatt-Photovoltaik-Anlage produzierte im vergangenen Jahr allein an 30 Tagen mehr als 30 Kilowattstunden in Zeiträumen mit negativen Börsenstrompreisen. An mehreren Tagen im Mai und Juni 2024 waren es sogar über 50 Kilowattstunden pro Tag. Zum Vergleich: Heimspeicher haben typischerweise einen Energieinhalt zwischen 5 Kilowattstunden und 12 Kilowattstunden, wie eine Marktanalyse im Rahmen unserer Stromspeicher-Inspektion 2025 zeigt. Hinzu kommt, dass die Batteriespeicher tagsüber meist nur etwa soviel Energie aufnehmen können, wie in der Nacht zuvor aus dem Batteriespeicher entnommen wurde. Ein Batteriespeicher in einem Einfamilienhaushalt, dessen elektrische Geräte nachts rund 5 Kilowattstunden verbrauchen, kann also nur einen Bruchteil der solaren Energieüberschüsse zwischenspeichern, die aufgrund der neuen Regelung nicht mehr vergütet werden.
Grafik: Johannes Weniger
3. Kritikpunkt: Die 60-Prozent-Einspeisegrenze gilt nur befristet bis zum Einbau eines Smart Meters
Nicht alle neu installierten Photovoltaik-Anlagen werden direkt zusammen mit einem Smart Meter und einer Steuerbox in Betrieb genommen. Im Leistungsbereich über 2 Kilowatt und unter 25 Kilowatt müssen in dem Fall die neuen Photovoltaik-Anlagen ihre Einspeiseleistung zunächst auf 60 Prozent der Nennleistung begrenzen. Diese 60-Prozent-Einspeisegrenze gilt allerdings nur, bis ein Smart Meter vor Ort verbaut wurde und der Netzbetreiber die Fernsteuerbarkeit der Photovoltaik-Anlage erfolgreich getestet hat. Im Anschluss kann die Photovoltaik-Anlage auch wieder mehr als 60 Prozent ihrer Nennleistung in das Stromnetz einspeisen. Die netzentlastende Wirkung der 60-Prozent-Einspeisegrenze verpufft daher mit dem Einbau eines Smart Meters.
pv magazine Focus 2025 an Tag 2 der Intersolar
Heim-Energiemanagement (HEMS) wird zunehmend zu einer essenziellen Komponente im Eigenheim, wenn man eine Photovoltaik-Anlage, einen Batteriespeicher und dazu noch eine Wärmepumpe oder Wallbox hat. Wir laden Installateure und andere zu unserem pv magazine Fokus ein – zwei Stunden kompakt zu dem Thema:
Solarspitzengesetz, Paragraf 14a, zeitvariable Netzentgelte und andere Entwicklungen erhöhen die Anforderungen an Heim-Energiemanagementsysteme – und erhöhen die Mörglichkeiten, Erlöse und Energiepreise zu optimieren. Am 2. Tag der Intersolar am Donnerstag, den 8. Mai, geben wir beim pv magazine Focus in einer kompakten Session einen Marktüberblick und aktuelle Einblicke in Produkte und Installation.
Datum: 8. Mai, 2025
Ort: The smarter E Europe, ICM Internationales Kongresszentrum München, Raum 13
Uhrzeit: 15 – 17 Uhr (Session 2 des Focus)
Alternativvorschlag zur Nullvergütungsregelung: Dauerhafte 50-Prozent-Einspeisegrenze für alle neuen Photovoltaik-Anlagen
Statt auf zu viel Bürokratie mit noch mehr Bürokratie zu antworten, brauchen wir Lösungen, die eine bessere Planbarkeit für die Anlagen- und Netzbetreiber ermöglichen und den weiteren Ausbau des Dachanlagensegments nicht weiter abwürgen. Klar ist: Photovoltaik-Anlagen, die heute installiert werden, werden auch in 20 Jahren noch am Stromnetz hängen. Das heißt, jede neue Anlage wird Teil eines zukünftigen Energiesystems sein, das von mehreren hundert Gigawatt an Photovoltaik-Kraftwerken und Photovoltaik-Dachanlagen geprägt sein wird. Die gesetzlich im EEG verankerten Ausbauziele sehen vor, dass innerhalb der nächsten 10 Jahre die in Deutschland installierte Photovoltaik-Leistung auf über 300 Gigawatt verdreifacht werden soll. Photovoltaik-Anlagen werden dann nicht mehr zeitgleich in beliebiger Höhe Leistung in das Stromnetz einspeisen können. Von daher ist es naheliegend, die Einspeiseleistung aller neuen Photovoltaik-Anlagen schon heute auf einen bestimmten Wert im Verhältnis zu ihrer Nennleistung zu limitieren. Anstelle der Nullvergütungsregelung hat die dauerhafte 50-Prozent-Einspeisebegrenzung für alle neuen PV-Anlagen folgende Vorteile:
- Die fest vorgegebene Einspeisegrenze steigert die Aufnahmefähigkeit der Stromnetze für weitere neue Photovoltaik-Anlagen.
- Batteriespeicher und flexible Verbraucher können gezielt zur Reduktion der Einspeisespitze eingesetzt werden. Erst dadurch wird das Netzentlastungspotenzial der Solarstromspeicher erschlossen.
- Die Batteriespeicher fangen nicht alle zeitgleich an zu laden und es entstehen auch keine unnötigen Einspeiseleistungsrampen, die die Systemstabilität beeinträchtigen.
- Die Batteriespeicher haben eine realistische Chance die Vergütungsverluste aufgrund der 50-Prozent-Einspeisegrenze auf ein vertretbares Maß zu reduzieren. Bei der mit dem Solarspitzengesetz verabschiedeten Nullvergütung bei negativen Börsenstrompreisen ist das nicht der Fall.
- Die Abregelungsverluste zur Einhaltung der 50-Prozent-Einspeisegrenze können mithilfe eines prognosebasierten Energiemanagements auf wenige Prozentpunkte minimiert werden.
- Aufgrund der im EEG definierten Ausschließlichkeitsoption ist die Netzeinspeisung von zwischengespeicherten Solarstrom bereits heute zulässig. Wenn die Batteriespeicher in den Abend-, Nacht- oder frühen Morgenstunden in das Stromnetz einspeisen, können sie am Folgetag besser zur Kappung der Einspeisespitze beitragen. Mit einem 10-Kilowattstunden-Heimspeicher können dadurch die jährlichen Abregelungsverluste einer privat betriebenen 10-Kilowatt-PV-Anlage, die maximal 5 Kilowatt in das Stromnetz einspeist, auf 1 Prozent reduziert werden.
- Die 50-Prozent-Einspeisebegrenzung beeinträchtigt die Wirtschaftlichkeit und damit die Finanzierbarkeit von neuen Photovoltaik-Anlagen weniger als die Nullvergütungsregelung. Das könnte dem in den vergangenen Monaten schwächelnden Marktsegment der kleinen Dachanlagen wieder neuen Schwung verleihen, sodass noch mehr Eigenheime ihren Beitrag zum Erreichen der Klimaschutzziele leisten.
Grafik: Johannes Weniger
Mehr erfahren: Testergebnisse zur 50-Prozent-Spitzenkappung durch Heimspeicher
— Dr.-Ing. Johannes Weniger arbeitet seit 2009 in der Solarbranche und ist Gründungsmitglied der Forschungsgruppe Solarspeichersysteme an der HTW Berlin. Seine Promotion zu Photovoltaik-Batteriesystemen schloss er 2019 im Fachgebiet Elektrische Energiespeichertechnik an der TU Berlin ab. Johannes Weniger ist Autor zahlreicher Studien zum Eigenverbrauch und zur Speicherung von Solarstrom. —
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Wieso gibt es nicht wie in Italien eine flexible Einspeisevergütung die dem day ahead Spot Markt entspricht oder zumindest daran angelehnt ist. Damit würde man automatisch Strom speichern wenn man wenig oder nichts bekommt und einspeisen aus dem Akku wenn er teuer ist. Ich verstehe nicht warum das nur über Direktvermarktung geht. Kann ich die Einspeisevergütung nicht flexibel gestalten? Dann bräuchte man die ganzen Hilfskonstrukte nicht.
Gibts bei uns in Österreich auch schon. Kann sich jeder frei aussuchen, wie den normalen Bezugstarif. Macht aber wirtschaftlich nur Sinn, wenn man einen großen Speicher hat, um die Mittagsspitze, wo Vergütung auf null und drunter fällt, weg puffert. Für eine 10kWp Anlage empfehle ich meinen Kunden da mind. 40kWh. Bei immer günstigere Speicherpreise wird das schon ein Business Case. Wir verwenden dabei PV Systeme die das KI basiert selbstständig dann steuern, wann wieviel in Speicher und ins Netz geht. So das am Ende der höchste Erlös raus kommt und gleichzeitig die Autarkie gesichert ist.
Danke für die Info. D.h. man sieht in anderen EU Staaten, dass es geht. Ich hoffe wir bekommen das auch noch hin.
@Batti
Das geht deshalb nicht, weil die Einspeiser die das betreffen würde, seit 2010 gar nicht mehr am Day Ahead Handel teilnehmen dürfen.
Siehe hier.
https://de.wikipedia.org/wiki/Ausgleichsmechanismusverordnung
Die Einspeiser müssten ja gar nicht direkt am Spot Markt teilnehmen. Es würde ja reichen die Einspeisevergütung an den day ahead Markt zu koppeln. Ein 15 Jahre altes Gesetz wird das hoffentlich nicht bis in alle Ewigkeit unterbinden. Gesetze sind ja nicht in Stein gemeißelt.
Das geht nicht weil man ja die Bürger nicht fair behandeln kann, wo kommen wir denn dahin?
Für Balkon Kraftwerke bekommt man grundsätzlich keine Vergütung. Da ware das niederländische modell gut. Eingespeister Strom wird einfach mit dem verbrauchten verrechnet unbürokratisch und gut. Aber dann gabe es ja weniger boni für rwe manager und co..
In Großbritannien gibt es das auch schon seit Jahren, siehe „Agile Octopus Outgoing“.
Ich glaube nicht, dass der PV-Ausbau im Eigenheimsegment durch das Solarspitzengesetz signifikant gebremst wird. Die früher entscheidende Einspeisevergütung spielt da nur noch eine untergeordnete Rolle. Die Anlagen werden heute eigentlich immer auf Eigenverbrauch optimiert und sind auch ohne Einspeisevergütung brutal rentabel.
Was ich bis heute nicht verstehe: Wir haben einen fein abgestuft definierten Ausbaupfad für Photovoltaik und Windkraft. Der ist gesetzlich verankert (§4 EEG). Wir haben bis heute keinen Ausbaupfad für Batteriespeicher und insbesondere keinen für Großspeicher.
Im Sommerhalbjahr, wenn PV liefert, liegt die Spitzenlast wochentags um 70 GW, und am Wochenende um 50 GW. Einen Sockel von mindestens 15 GW liefern eigentlich immer Biomasse, Laufwasser und etwas Windkraft. D.h. wir können an Wochentagen maximal 55 GW PV-Strom nutzen und an Wochenenden maximal 35 GW. Wir haben aber bereits 104 GW PV-Leistung installiert. Diese drücken zu keinem Zeitpunkt 104 GW PV-Strom ins Netz, aber an der Mehrheit der Tage im Sommerhalbjahr um die Mittagszeit eben schon heute mehr Strom, als wir brauchen, weshalb der Strompreis auf oder unter Null sinkt.
Gesetzlich definiert soll sich die installierte PV-Leistung bis 2030 auf 215 GW noch mal verdoppeln, obwohl im Sommerhalbjahr die Last kaum steigen wird. Das bedeutet: Alles, was wir ab jetzt an PV zubauen, werden wir überwiegend abregeln müssen. Das sind nur Kosten, ohne dass wir ökologisch oder ökonomisch voran kommen. Die Lösung ist jetzt nicht, PV nicht weiter auszubauen, sondern eine Regel zu definieren: Für jedes MW PV, dass ab jetzt ans Netz geht, müssen auch 4 MWh Speicher ans Netz gehen.
Sehr gut geschrieben.
Als Ergänzung. Der Speicher muss netzdienlich betrieben werden. Damit keine Mittags Spitze entsteht.
Viele Speicher laden heute am Morgen und sind gesamtheitlich betrachtet nutzlos
Man frägt sich verwundert, warum die NormalstromkundInnen das Risiko für die professionellen Netzbetreiber (Übertragungs- und Verteilnetz) tragen sollen, während diese dann noch gegen die NormalbürgerInnen bei Gesetzesänderungen lobbyieren.
Welche Profis haben zum Solarspitzengesetz die politischen ‚ExpertInnen‘ in den Fachausschüssen beraten? Lesen Sie nach und staunen Sie.
Die schlechtere Rendite, das (relativ geringere) technische Risiko und das bei, teils, erhöhter Inflation (zumindest in zurückliegenden Jahren deutlich), Preissprüngen in Stromangebot/-preis und bei Gaspreisen und unverschämten Grundversorger-Strompreisen, teils, in den Jahren 2021/2022 sind noch in Erinnerung.
Zum Dank dafür sollen die Normalstromkunden das Risiko der Strom(vermarktungs-)Profis tragen?
Die Wirtschaftsflaute in D. hat Gründe und dieses ‚Geschäftsgebahren‘ ist ein Teil davon, ebenso wie die ‚feige‘ Mentalität des ’nach unten Tretens‘, mit Vorbild (teils) durch die ‚Spitzen’leute(?)
Lächerlich und peinlich. Made in Germany.
Die 50/60% Begrenzung sollte aber auch nicht ganzjährig gelten, ich kann mir gut vorstellen, dass sich das Netz im Januar an einem Werktag durchaus über jede zusätzliche kWh freut
Eigentlich ist es eine Schande, dass der überschüssige Strom abgeregelt wird. Dabei könnten wir ihn in den Abend- und Morgenstunden gut gebrauchen.
Stattdessen werden in den Morgen- und Abendstunden fossile Kraftwerke hochgefahren und Strom aus dem Ausland eingekauft. Die Börsenstrompreise schnellen in dieser Zeit häufig auf über 150 Euro/MWh hoch.
Als Stromverbraucher zahle ich dafür über zwei Wege für diesen Unsinn: über die auf die Netzentgelte umgelegten Redispatch-Kosten und durch die hohen Strompreise in den Morgen- und Abendstunden.
Aus Sicht der Netzbetreiber mag das Solarspitzengesetz eine gute Lösung sein, als Stromverbraucher bin ich da enttäuscht. Die eigentliche Lösung ist mehr Speicherkapazitäten zu schaffen – auch da bekommt man bei einigen Netzbetreibern den Eindruck, dass sie den Zubau eher behindern.
„dass der überschüssige Strom abgeregelt wird“
Die NetzbetreiberElite entscheidet dann per ‚Fernwirkung‘ wann, jeweils dem (kapitalistischen) System nutzend, auf ‚Kriegsproduktion‘ umgestellt wird?
Wer darauf nicht vertraut, hat auf Sand gebaut?
Lieber Gernot,
diese Forderung nach mehr Speichern isteigentlich nichts neues für alle, die denken können. Speicher haben aber zu viele Lobby-Gegner.
1. Fossil-Lobby: Die wollen lieber, dass ihre vor Jahr-Millionen gespeicherte Energie verbraucht wird. Dazu gehören auch die SPD und die Gewerkschaften, die meinen, die paar zehntausend Kohlekraftwerker wären doch ihre angestammte, gewerkschaftlich organisierte Klientel. Wie kleine diese Klientel tatsächlich geworden ist, sieht man an den Wahlergebnissen der SPD.
2. Erneuerbaren-Lobby: Die befürchten, und das zu recht, dass die Kosten der Speicherung den Erneuerbaren zugerechnet werden. Das ist natürlich ärgerlich, aber nicht zu vermeiden. In der Anfangszeit war es noch so, dass PV-Strom teuren Spitzenlaststrom aus Gaskraftwerken ersetzte, später auch im Ausland. Heute muss man PV-Strom speichern, damit er den Kohlekraftwerken in der Nacht Konkurrenz machen kann. Das ist natürlich teurer, aber anders geht es nicht. Bloß bei manchen fällt der Groschen sehr langsam, oder gar nicht.
Zur Ehrenrettung der Kosten-Bedenkenträger muss man allerdings sagen, dass noch vor wenigen Jahren sich niemand vorstellen konnte, dass Speicher so billig sein könnten, wie sie das heute sind, und gleichzeitig der Erneuerbaren-Ausbau so rasant zulegen könnte. Es wäre allerdings kein Problem, den PV-Zubau noch zu verdoppeln. Bei der Windkraft werden wir eine Verdopplung sicher in den nächsten Jahren sehen. Und es wäre auch kein Problem, die dafür sinnvollerweise erforderlichen Speicher zu bauen. Wenn es diese verdammten Lobbyisten nicht gäbe. Das Schlimme an der Lobby ist immer: Die Vertreter der Vergangenheit, die haben das Geld, und damit den Einfluss durch Parteispenden. Die Zukunft hat keine Lobby, weil die ihr Geld erst noch verdienen muss. Aufgabe einer guten Politik wäre es, dieser Zukunft den Weg zu ebnen. Aber was wählen die Jungen, die diese Zukunft ausbaden müssen, gerade? AfD und FDP! Und die Linke hat mit Förderung der Energiewende auch nichts am Hut.
… ist keine Antwort auf Gernot, sondern eine auf JCW, der auf Gernot geantwortet hat.
Das SPD-Bashing ist gemein und trifft in diesem Jahrtausend nicht mehr zu. Der Ausbau der Erneuerbaren ist unter Rot-Grün und der Ampel – also von SPD-Kanzlern – beschleunigt worden und die CDU-Regierungen haben immer gebremst. Die SPD hat sogar Nordrhein-Westfalen und damit das mit Abstand stärkste Bundesland verloren, weil sie der Kohle den Rücken gekehrt hat und die CDU hat NRW übernommen, weil sie der Kohle die Stange gehalten hat.
Netzdienliche Speicher hieße ja, daß Speicher mit dem Ziel günstigen bis kostenlosen, subventionierten Mittagsspitzenstrom zu „kaufen“ die Geschäftsgrundlage entzogen wird. Das wird so nicht kommen, Stichwort Lobbyismus.
Ich halte die These von Hans Diehl für die beste Lösung: Ökostrom wird garnicht erst an der Börse verramscht sondern wird physisch vor Ort verbraucht und dem Netzbetreiber / Stadtwerke „zugeteilt“. Der Reststrombedarf wird dann über die üblichen Wege erzeugt oder zugekauft.
Von welcher Lobby wird der Author bezahlt?
Das kann doch nicht Ihr ernst sein, DauerDrosselung als Lösung.
Die reale Lösung ist ja schon zum Greifen nah!
240GW Großspeicherleistung in Anfrage bei den Netzbetreibern.
Zur Eindämmung der aktuellen Mittagsspitze sind grob 40GWh Batteriekapazität nötig (10GW über 4h).
Die Großspeicher haben aktuell 1-2h Kapazität. Rechnen wir mal nur mit 1h macht also potentiell 240GWh.
Das wäre ja 6mal mehr als notwendig!!!
Lassen wir mal nur 1/3 der Anträge realisiert werden (die Schlafmützen Netzbetreiber haben ja total gepennt die letzten Jahre und heulen jetzt rum)
Selbst dann reicht’s immer noch mehr als aus (40 brauchen wir 80 hätten wir).
Leider ist Deutschland viel zu langsam und die Bürokratie mahlt mal wieder extralangsam bei den Genehmigungen. Also wird das erst die kommenden Jahre. Aber es kommt schon in Sichtweite.
Endlich mal einKommentar der Sinn macht. Wir liefern an wieviel Tagen kostenlosen Strom, der meinem Nachbarn für 36 Cent verkauft wird.
Die Förderung der PV zahlt der Staat.
Aha ….und was machen die Netzbetreiber? Nichts!! Ist ja so schon ein Bombengeschäft.
Alles Sleichern zu den privaten kleinen Stromerzeugern. Feste Erträge bei den ENBWs, EO s und Vsttenfalls. Man schaue sich dort die Bilanzen an. Wenn mein 0 Strom zu 36 Cent verkauft wird, wieviel soll ich davon bekommen?
Nichts?? Ich werde gedrosselt?? Häh??
Michael schreibt
Endlich mal ein Kommentar der Sinn macht. Wir liefern an wieviel Tagen kostenlosen Strom, der meinem Nachbarn für 36 Cent verkauft wird.
@ Michael.
Das kommt daher, weil die Erneuerbaren 2010 aus dem Versorgungssystem ( Bilanzkreise ) raus genommen wurden, und separat an der Börse verkauft werden, wo sie sich selbst entwerten. Wer davon profitiert zeigt die folgende Studie. Ich nenne das hier im Forum, das „Faule Ei“ das der Energiewende 2010 ins Nest gelegt wurde.
Hier z.B. https://www.ee-news.ch/de/article/27409
Billig an der Börse
Das steigende Angebot an erneuerbaren Energien – so beleuchtet die Studie – lässt die Preise am Spotmarkt der Strombörse sinken. Betreiber von konventionellen Kraftwerken, die ihren Strom schon lange vorher zu hohen Preisen verkauft haben und termingerecht liefern müssen, können ihren Gewinn aber noch steigern, indem sie den Strom nicht selbst erzeugen, sondern billig an der Börse kaufen. Ausgerechnet die schmutzigen Kraftwerke werden so zu Gewinnern der Energiewende. Zitat Ende.
@Hans
Ja das war ein Meisterstück, wie man in Deutschland die Legislative legal austricksen kann.
Und die toxischen Änderungen waren so geschickt versteckt worden, das selbst Kennern der Materie das Ausmaß des Schadens erst Monate später auffiel. Die Abgeordneten hatte diesmal keinerlei Chance.
Mir ist nichts bekannt, das daraus gelernt oder etwas unternommen wurde, um so was zukünftig zu unterbinden.
@ Alex.
Prof. Dr. Lorenz J. JARASS hat das schon im Referentenentwurf, den ich gelesen hatte, wie folgt kritisiert.
Siehe hier.
https://www.jarass.com/neuer-eeg-ausgleichsmechanismus-kann-den-ausbau-der-erneuerbaren-energien-gefaehrden/
Inwieweit und in welchen Mengen EEG-Strom tatsächlich auch verbraucht wird, ist nicht mehr zwingend und detailliert gesetzlich vorgegeben, sondern hängt zukünftig von Entscheidungen der Energieversorgungsunternehmen, von Gesetzesauslegungen und von Börsenpreisentwicklungen ab.
Wir brauchen einfache Lösungen und keine neue Regulierung.
Das Problem ist heute ja schon da und verschwindet nicht, es wird nur größer. D.h. die 50er Regel nur für Neuanlagen mildert nur etwas in Zukunft, bekommt das Problem aber nicht in den Griff.
Die Lösung ist so simpel und bereits im Aufbau.
Den Netzbetreibern liegen Anfragen von 240GW Großspeichern vor. Bei heute typ. Auslegung wären das mind. 240GWh Kapazität.
Die aktuelle PV Mittagsspitze, die zuviel ist, sind grob 40GWh (10GW über 4h).
Selbst wenn nur 1/3 der Anfragen genehmigt und gebaut würde, reicht das immer noch mehr als aus.
Und das regelt sich ganz von allein, einfach über Geld 🙂
Leider dauern die Genehmigungen mal wieder viel zu lange. Baugenehmigungen, Netzanschluss etc.
Das diese Phase bei der Energiewende kommt, ist ja schon seit ca. 15 Jahren bekannt…
Ich finde es eine Geilenkirchen Lobbyarbeit
Kostenloser Strom. Wenn mein Nachbar die Klima anmache, wird der Stromkreis geschlossen. Und mein Stromanbieter verkauft ihm meinen Strom dann für 36 Cent. Und die 8 Cent, die ich dann am Abend bekomme, zahlt der Staat.
Falls noch Fragen da sind, der schaue sich die Jahresergebnisse von EON, ENBW, RWE und Vattenfall an. Kostenloser Strom? Was könnte man damit alles machen. Aber Strom speichern sollen anscheinend nur die Privaten- Finde die Fehler…
Leider brauchen wir neue Regeln für den Strommarkt. Die Speicher sind dort bisher nicht richtig abgebildet mit ihrer Doppelnatur als Verbraucher und Lieferanten.
Genauso verhält es sich mit ihrer Auswirkung auf den Netzbetrieb: Wenn im gegenwärtigen Markt ein süddeutscher Speicher Windstrom aus Norddeutschland zum Einspeichern kauft, kann es passieren, dass er damit eine Redispatch-Aktion auslöst. Mangels ausreichender Leitungskapazität wird der Windstrom abgeregelt, und dafür ein fossiles Kraftwerk im Süden angeworfen, um dem Speicher seinen vertraglich zugesicherten Strom zu verschaffen.
Ein klug gesteuerter Speicher könnte hingegen Strom vor dem Netzengpass abfangen und dafür ein anderer Speicher hinter dem Engpass gleichzeitig dem Endverbraucher den Windstrom liefern, für den eigentlich gar nicht genug Leitungskapazität vorhanden ist. Solche Speicher können den Redispatchbedarf sogar verringern, und der Leitungsausbau, der derzeit für nötig gehalten wird, könnte kleiner ausfallen.
Dazu müssten aber die Netzbetreiber das Recht bekommen, Speicher mindestens zu steuern, wenn nicht sogar selbst zu betreiben. Bisher dürfen sie nichts davon. Warum nicht? Das würde den fossilen Kraftwerken das lukrative Redispatch-Geschäft verderben.
ja, Zustimmung. die 50 % würden, die Aufgabe zu lösen, nur verzögern. Die Groß-Speicher sind es jedoch auch nicht, weil zentralistisch und von den Falschen“fremdgesteuert“ bzgl. der Wirtschaftlichkeit.
Das Solarspitzengesetz trennt zwischen der sofort wirksamen Nullvergütung (>Gratisstromlieferung) und einer möglichen Reduktion der Einspeiseleistung durch den VNB irgendwann (wenn er dann technisch etc in der Lage ist). Den Gratisstrom wird er natürlich möglichst lange beziehen.
Und weil es so schön ist, nimmt man an dass die Hälfte der Nullvergütungszeit vom Wind kommt und verlängert nur zu 50%.
Das Gesetz ist nichts anderes wie erfolgreiche Lobbyarbeit und hat mit der Netzstabilität vielleicht am Rande was zu tun.
Ja, der größte Lobbyist war dieser vertrackte Bundesverbands Solarwirtschaft (BSW-Solar). Man muss echt aufpassen, hat zwar ein tollen Namen, arbeitet aber ausschließlich gegen die Energiewende.
Haha, wie haben sie vor zwei Jahren laut geschrieen, die 70% Einspeisegrenze abzuschaffen und gegen Altmeier gehetzt, um sie jetzt als bürokratiearme Lösung anzupreisen. Lustig.
Also ich hatte das früher mal und habe versucht, mittags den meisten Strom zu verbrauchen, jetzt ist es mir wieder völlig egal. Die Einspeisvergütung fließt jetzt trotzdem üppig in meine Tasche.
Wenn man alle Förderung komplett abschaffen würde, dann würde der Markt auch alles abschaffen was zu teuer ist als andere Alternativen. Dann hätten wir wieder mehr konventionelle Kraftwerke und unser Energiebedarf wäre gesichert. Ich lese immer „Kernkraftwerke sind zu teuer und rechnen sich nicht“. Das stimmt weil subventionierten PV-Strom ist billiger. Das bezahlt ja der Steuerzahler.. Milchmädchenrechnung.
Eigentlich soll man sie ja nicht füttern.
Eddie Kreutz, Dir ist schon klar, dass gerade fossiler (und in der Vergangenheit auch nuklearer) Strom mit Fördermittelmilliarden überhäuft wird?
Was glaubst du wohl, wo z.B. die EEG-Gelder hinfließen? Schon einmal die mickrigen Einkünfte von Wind und Solar gesehen? Dafür dürfen die fossilen Erzeuger den geförderten Strom zum Spot(t)preis einkaufen und bekommen ihn aber voll vergütet im Verkauf.
Die Errichtung von fossilen Kraftwerken wir ebenfalls mit Fördermittelmilliarden überhäuft.
Der Stabilisierungsmarkt ist extrem ertragreich, wer darf nicht teilnehmen? Erneuerbare. Diese Gelder kommen auch wieder künstlich kanalisiert vom Rechnungs- und Steuerzahler in Personalunion.
Wenn du daran Interesse hast und etwas mehr als nur bierschwangere Slogans, welche noch nicht einmal den Namen ‚Polemik‘ verdienen, konsumieren und verteilen willst, hier auf PV-Magazin ist genug relevante Information vorhanden.
Das Anliegen, den eingebrochenen Photovoltaik-Ausbau im Eigenheimsegment wieder in Schwung zu bringen, ist wohl richtig. Dennoch enthält dieser Artikel einige falsche Aussagen.
Hier wird mit einem ‚Lawineneffekt‘ Angst geschürt.
Aus gutem Grund gibt es keine feste Kopplung zwischen Börsenstrompreis 0 Cent / kWh, Nullvergütungsregelung und Einspeiseregelung.
Abregelung ist Sache der Netzbetreiber, welche die Einspeisung nach Bedarf regeln können. Sinnvollerweise wird nicht von 100% auf 0% geregelt, wie im Text angedeutet. Außerdem können Anlagen gruppenweise bzw. in bestimmten Gebieten geregelt werden, so dass die gefürchtete Einspeiserampe nicht entsteht.
Typischerweise würde man über die RSE Schnittstelle gehen, die heute jeder Wechselrichter besitzt, d.h. gesteuerte Anlagen würden zunächst auf 60% geregelt werden. Mit verbautem HEMS oder neuen Anlagen werden auch kleinere Schritte möglich sein.
April bis Oktober verbrauche ich über Nacht nur 15% meiner verfügbaren 8,6 kWh, d.h. etwa 1.3 kWh. Damit kann ich Spitzen über 60% nur dann abfangen wenn ich den Speicher auf maximal 85% halte. Bei einer 50% Abregelung entstehen Überschüsse von 4 bis 7 kWh bei einer 10 kWp Ost- / West-Anlage, die ich selbst weder speichern noch über Nacht verbrauchen kann.
Darum halte ich die aktuelle Regelung für richtig, zumal der Netzbetreiber auch 50% vorschreiben darf und selbst nachbessern muss, wenn eine Verträglichkeit nicht hergestellt werden kann.
Der zweite Grund ist, dass es auch nicht allzu wenig Tage im Jahr gibt, an denen in einem Gebiet die Sonne scheint und 80 km weiter eine starke Wolkenbildung vorherrscht. Dieses Phänomen ist besonders gut zu erkennen, wenn man Deutschland gesamt betrachtet. Wenn die Photovoltaiker im Süden über die Quartalsergebnisse jubeln, weinen oft die Photovoltaiker
im Norden und umgekehrt. Und dann gibt es eben auch Zeiten, in der in (fast) ganz Deutschland die Sonne scheint.
Darum meine ich, dass wir intelligente Lösungen bevorzugen sollten.
Ich sehe allerdings auch den finanziellen Aufwand, der bei einer Wirtschaftlichkeitsbetrachtung so manches Projekt ins wanken bringt, als starkes ein Hindernis.
Zum einen sind es die Preise für Smartmeter. Ein Facharbeiter meines Netzbetreibers meinte, dass bei einem Haushalt mit einer 8 kWp Anlage, der selbe Smartmeter wie bei einer 30 kWp Anlage verbaut wird. Trotzdem werden bei großen Anlagen sehr viel höhere Preise verlangt. Zudem verhindern Preisstufen einen sinnvollen Ausbau. Viel besser wäre gewesen, wenn man pro kWp einen degressiven Ansatz gewählt hätte, so dass sich eine Vergrößerung der Anlage in jedem Fall lohnt.
Von einer größeren Anlage hängt in vielen Fällen auch der Umstieg auf Wärmepumpe ab. Trotz allem stünden hier die Energieversorger eindeutig auf der Gewinnerseite.
Wenn man die Einspeisevergütung auf 0 schalten kann, dann kann man auch zu Zeiten von maximalen Preisen eine Sondervergütung zulassen und damit den Smartmeter attraktiv machen. Derzeit gibt es um 20:00 täglich einen Day-Ahead von 16 Cent / kWh.
Mit einem Smartmeter könnte man auch EEG-Strom für 4-8 Cent an zuschaltbare Lasten verkaufen und würde so einen Anreiz für Energiespeicher nicht zuletzt auch auf kommunaler Ebene und z.B. in Mehrfamilienhäuser schaffen.
Fazit: Intelligente Technik erscheint heute durch Abregelung und ihre Preisgestaltung negativ. Wir sollten eher schauen, dass wir die positive Seite stärken und somit die Akzeptanz erhöhen und einfache Möglichkeiten schaffen, sich an einer Energiewende zu beteiligen.
Die Krux ist, weder Politik noch Großkonzerne haben ein Interesse daran, daß die Geldströme zugunsten der privaten Haushalte umverteilt werden.
Und da es hier um sehr viel Geld geht, ist jede Hoffnung vergebens. Selbst im schlimmsten Fall für die Großkonzerne, würden sie zwar Einnahmen verlieren, aber dann können sie als einzigste Macht den Staat Deutschland außerhalb normaler Gerichtsbarkeit auf Schadensersatz verklagen. Und das tun sie schon lange und immer wieder. Man hört nur nix, weil eben nicht öffentlich. Gegen so eine Macht hat nicht einmal der deutsche Staat ein schlagkräftiges Mittel. Und ratet mal wer das verbrochen hat!
Egal wie erfolgreich einzelne Gruppen und Aktivisten oder sogar einzelne Politiker ein Gesetz voranbringen, bei dem der kleine Michel ein paar Krümel vom Kuchen abbekommt, es dauert nur einen Wimpernschlag und schwups, wird einem das Geld hinterrücks wieder aus der Tasche gezogen.
Eine Unverschämtheit ist z.B. das Drosseln des Wechselrichters, obwohl eine Nulleinspeisung das Problem ja schon beheben würde.
Dann unverschämte Preise für einen popeligen Digitalzähler/Smartmeter.
Usw. usf.
Etliche größere Gewerbebetriebe hier haben deshalb keine PV Anlage, da sie bei Stromüberschuss im Netz nicht mal den eigenen Strom vom Dach nutzen dürfen (Nulleinspeisung), sondern teuren Strom einkaufen müssen. Das ist doch ein Witz. Und bei Anlagen >100kW steht man leider ganz oben auf der Liste der Netzbetreiber bei Abschaltungen. Das nutzen die bei Gesprächen sogar als Druckmittel, um die Gewerbetreibenden einzuschüchtern.
Eine etwas andere Art um die Smartmeterpreise etwas attraktiver zu gestalten bzw. im Sinne des Autors und der Energiewende wäre, wenn man die Smartmeterpreise anhand der in Anspruch genommenen Einspeiseleistung gestalten würde.
Ein Ost- / West-Dach oder eine Fassadenanlage würde man dann die Betreiber genau an den Verbrauch anpassen.
Für den Netzbetreiber ergäbe sich eine bessere Planung der Auslastung.
Anlagen, die in Zeiten schwacher Sonneneinstrahlung einspeisen, würden attraktiver werden.
„wenn man die Smartmeterpreise anhand der in Anspruch genommenen Einspeiseleistung gestalten würde“
dann darf man aber auch fragen, ob der NEP von ExpertInnen oder PraktikantInnen erstellt wird(?), auch hinsichtlich der erwünschten/geforderten Ausbauszenarien mit etwa 19GWp(?) in den folgenden Jahren(?)
„Bis 2035 soll in Deutschland nahezu vollständige Klimaneutralität erreicht werden. Damit wurden auch die Ausbauziele für Photovoltaik und Wind an Land bis 2030 deutlich angehoben: PV soll dann eine installierte Leistung von 215 Gigawatt (GW) erreichen, Wind an Land 115 GW.“
Alex schrieb:
„Eine Unverschämtheit ist z.B. das Drosseln des Wechselrichters“
Wenn man nur so versessen darauf wäre, Kohle und Gas zu drosseln …
Alter Falter schrieb
„Ein Ost- / West-Dach oder eine Fassadenanlage würde man dann die Betreiber genau an den Verbrauch anpassen.“
Ein Solarzaun kann hier ebenfalls Wunder wirken. Ich sehe bei unserem Solarzaun (O/W bifazial) 70% plus 30% Süd-Modulen eine fast flache Generation über Stunden, ohne dass da Wechselrichter etwas kappen.
Es wundert mich immer wieder, dass man so wenig Solarzäune sieht.
Dirk Schiller schrieb: ‚Es wundert mich immer wieder, dass man so wenig Solarzäune sieht.‘
Ich glaube, viele kennen das Geheimnis des Solarzauns noch nicht, dass bei optimaler Lage die Panele morgens und abends Ertrag bringen. Ich habe Jahreserträge gesehen, die in der Billanz besser als ein Ost- / West-Dach waren.
Montage sowie Eigenschaften von bifazialen Module wurde oft erörtert. Es fehlen aber meist die Jahreserträge sprich Erfahrung.
Bei Zaun PV kommen sehr schnell einige kWp zusammen. Aber warum sollte man diese mit hohen Zählerkosten plus Wandlermessung bestrafen, wenn diese über vergleichsweise lange Zeit mit geringer Leistung einspeisen bzw. im Hochsommer ein Südzaun sogar einen Leistungstiefpunkt besitzt?
Darum meine ich, der Betreiber kennt die maximale Einspeiseleistung der Anlage, seinen Eigenverbrauch und Speichermöglichkkeiten, könnte freiwillig die in Anspruch genommene Einspeiseleistung im Wechselrichter beschränken und diese dem Netzbetreiber mitteilen und somit Kosten sparen.
Das ist ein guter Artikel.
Ich hatte schon kurz nach Inkrafttreten des Gesetzes geschrieben das sich die Netzbetreiber auf sogenannte Flashmobs einstellen können.
Entweder betrifft dies die Abschaltung von PV Anlagen und Zuschaltung je nach Vergütungssituation oder die Zeitgleiche Zuschaltung von Verbrauchern wie Ladesäulen oder Stromspeicher.
Netzdienliches Verhalten wird nicht belohnt. Wenn ich einen großen Akku habe und den PV Strom zu netzdienlichen zeiten abgebe, bekomme ich denselben Preis wie mittags, wenn sie auf Teufel komm raus produzieren, obwohl ich ein und Ausspeicherverluste habe und mein Akku verschleißt. Auch im Winter bei wenig PV könnte ich netzdienlich ausgleichen – bezahle da aber den vierfachen Preis zu den, was ich wieder bekomme. Man könnte viel Geld für Netzausbau und Grosspeicher sparen, wenn man die netzgebühren nicht mehrfach berechnet (rein und raus). Regelung wäre übrigens auch über die Netzfrequenz möglich, viel weniger Aufwand. Oder variable Tarife in beide Richtungen. Aber die schwarz weiß Lösung erfordert den gleichen Aufwand und führt nur zu neuen Problemen, wenn plötzlich große Teile PV wegbrechen, weil unvergütet.
Das natürlich wieder Deppen alles auf alt wollen, weil Atomstrom mit Entsorgung, Subvention, Versicherung etc Potenzen mehr kostet (auch wenn die Dumpfbackenpartei etwas anderes behauptet). Kein konventionelles Kraftwerk produziert kostendeckend zu 8 Cent, zu keiner Zeit. Deswegen will es ja auch kein EVU und kein vernünftig Rechberger Mensch mehr als unbedingt erforderlich
Ach kieck einer schau !
Erst waren alle begeistert von der neuen „Netzdienlichkeit von Heimspeichern“, insbesondere „Akkudoktor“, Netzbetreiber und andere Freunde der fossilen Erzeugerfraktion und jetzt ist es doch nicht mehr so toll.
Bei etwas mehr Nachdenken war das vorher schon klar, aber die Retourkutsche der o.g. Gruppen zum Solarpaket 1 und Solarpaket 2 mußte einfach sein.
Und vor allem: Endlich gehen die PV Zahlen runter – Propaganda wirkt, insbesondere, wenn dann noch die sog. dyn/flex Tarife weiter durch’s Dorf gejagt werden.
Und jetzt noch der Power Outage Event auf der iberischen Halbinsel, die Jungs werden Sekt saufen und den INSM in die nächste Runde schicken.
Wenn wir wirklich 100% EE wollen, dann – Merke:
– Jeder Antrag auf eine PV Anlage wird vom VNB geprüft und genehmigt, da kann es keine „Solarspitzen“-Überraschungen am OrtsNetztrafo geben. Zumal mittlerweile O/W und N-Dächer vertärkt zum Einsatz kommen: Der Strom wird zu Hause im winter gebraucht !!
– Der ONT kann seine Nennleistung in beide Richtungen schicken, also überhaupt kein Grund zur Aufregung.
– Und wenn die Leistung „nach oben“ fließt so what, das 10/20/30 kV Netz kann das (hat der VNB geplant !), und dem nächsten Ortskern fehlen die Erneuerbaren Energien sowieso (Mietshäuser, Geschäft, Büro’s etc.).
– Und wenn dann auch noch Quartierspeicher kommen … . Aber warum auf die kleinen PV Systeme mit Heimspeicher (<25 kWp) "draufschlagen" – das ist komplett kontraproduktiv.
– Und warum gibt es keine Transparenz am ONT ? Warum kann ich die Auslastung nicht im www sehen, analog zum KFZ Verkehr am nächsten BAB Kreuz ? Der VNB möchte keine Transparenz, aber Millionen von Haushaltskunden sollen Ihre Stromverbrauchsdaten mittels sog. SmartMeter abliefern. Daten, die für einen sicheren Netzbetrieb überhaupt nicht relevant sind !
„Dieser Stromausfall hätte nicht passieren dürfen. Dieser Super-Blackout bringt die Erneuerbaren in Misskredit bei den Banken und Versicherungen.
Die Abhängigkeit der Photovoltaik vom echten 50 Hz-Signal im Stromnetz ist frappierend!
Vielleicht wäre ein synthetisches 50 Hz Signal auf globaler Datenbasis eine Lösung?
Da komme ich immer wieder an den Punkt :
Daten ,Daten ,Daten ….. Glasfaser, Laser für Kurzstrecke und otA (over the Air) .
Selbst die kleinste Balkonsolaranlage sollte aus meiner Sicht extern ansteuerbar sein.
Zudem sollte der PV-Zubau in Europa exponentiell beschleunigt werden, und gleichzeitig sollte die Wasserstoffwirtschaft und Wasserstoffstromerzeugung hochgefahren werden.
Ein signifikanter Teil der eigentlich schon „fertigen“ Hochenergie Photovoltaikstrom, muss zukünftig wie ein unbehandelter Rohstoff behandelt werden. Der Rohstoff Strom wird per Elektrolyseanlagen zum Feinprodukt Wasserstoff .“
… schreibt so ein Strom’Netzbetreiber‘?
Ihre Meinung dazu?
Daten? Deutschland? Beim VNB? Das ich nicht lache. Da werden wir wohl noch ein paar Jahrzehnte warten müssen…
War erst letztlich ein Bericht, nachdem wohl die meisten Ortsnetzbetreiber quasi im Blindflug unterwegs sind. Da wird überwiegend noch mit statischen Auslastungsszenarien/Tabellen gearbeitet.
Aber was aktuell im Ortsnetztrafo unterhalb Mittelspannung los ist, wissen wohl die wenigstens Netzbetreiber!!! Da wird gerade erst angefangen, das Monitoring laaangsam aufzubauen. Ein Witz!
Typisch Deutschland!
Wir wissen ja erst seit 15 Jahren das PV, E-Auto und Co kommen, das kann man schon mal paar Jahrzehnte aussitzen als Netzbetreiber…
@Alex: Im Gegenteil, die kennen ihre Reserven und wissen, das es NICHT eng ist. Wenn es einmal im Jahr ausreicht den Schleppnetzzeiger sich zu notieren, ist alles im grünen Bereich.
Interessierte Kreise möchten nur ds geneigte Publikum wissen lassen, es ist eng, damit werden wieder neue Projekte gefördert usw. usf.
Daher die Forderung: Transparenz am ONT – schließlich sind es unsere Netzgebühren, die eingestrichen werden.
Wer soll denn noch glauben der §14a EnWG ist erforderlich, wenn sogar die Froschungsinstitute keine Daten bekommen (weil eine Messung überflüssig ist).
Und die sog. SamrtMeter sind für die Netzbetreiber eh überflüssiger Krempel, sie haben die eigenen Meßdaten am ONT und an der Strecke (wenn’s denn erforderlich wäre). Die Beschäftigung damit raubt auch die Resourcen, die für eine saubere Netzplanung erforderlich sind.
Von daher: Transparenz am ONT – und dann werden die Zahlen sprechen !!
So erklärt die Bundesnetzagentur Merit-Order:
„Auch bei den Kraftwerken mit höheren Grenzkosten gilt: Wer günstiger produzieren kann, hat Vorrang. Erst wenn der gesamte Strombedarf gedeckt ist, steht auch der Preis fest. Die Anlage mit den höchsten Grenzkosten, die noch Strom einspeist, bestimmt ihn. Er ist so hoch, dass auch diese Anlage wirtschaftlich betrieben werden kann. Gut für die anderen Produzenten: Sie bekommen den gleichen Preis und erhalten eine höhere Rendite.“
(Zeitraum, Kostendifferenz, Baukostenzuschuss/Infrastrukturhilfen ?)
Wenn Personal zwischen privaten Wirtschaftsformen und politischen Gremien/Mandaten/Ämtern wechseln, ohne für Entscheidungen Verantwortung zu übernehmen, dann kann man doch zwischen Legislative und Exekutive nur noch wahl-‚periodisch‘ unterscheiden. Auf gut Glück.
Auf gut Glück, werden die Schleppzeiger vielleicht auch schneller maschinell auslesbar, je nach Qualität/Interessenlage der Transformatoren und des Personals. Ob man jedoch Bürgerinnen und Bürgern zugesteht die Daten eines Ortnetztransformators, ohne Expertenberatung, geeignet zu verstehen, bleibt eine Frage der Zukunft in D.? Bis dahin, haben Sie ‚Vertrauen‘ in die Fachgremien?
„was aktuell im Ortsnetztrafo unterhalb Mittelspannung los ist“
Der Median des (Lohn-)Einkommens und 60% davon (‚Brutto wie Netto‘):
MitarbeiterInnen bei Fahrzeugherstellern wird erklärt, daß für eine d. Exportnation der Absatz auch bei Rüstungsgütern, als Ausgleich zu wettbewerbsreduzierten Verkaufsmengen bei Alltagsfahrzeugen, dann eben dort geleistet werden solle.
„Nachricht von den ‚Müttern der Nation‘: Bitte zwischendurch mittags die Kinder (der Nation) vom Erziehungshort abholen, denn ‚unvorhersehbar‘ hat sich die Personalplanung dort geändert.“
(21. Jahrhundert und internationales Völkerrecht)?
Warum sollte sich ausgerechnet in den einkommensreduzierten Bevölkerungsgruppen, die den Umbau der Energieinfrastruktur leisten sollen (und vieles weitere) die Anschaffung einer ‚2kWp‘ Photovoltaikanlage (inkl. natürlich Zwischenspeicherung und e-Fahrzeug, Wärmepumpe, ‚Neubaustandard‘, ‚Kernfusionsupport‘, […], aus ‚europäischer Produktion‘) stärker rentieren, als im Bereich der Freiflächen-Großinvestitionen.
Die Empfehlung Erdgas als alternativen TransformationsEnergieträger zu nutzen, weil dieser Flexibilität ermögliche, wurde lange Jahre durch die Regierungen in die Bevölkerung gesendet, dass der abrupte Gesinnungswandel nicht immer leistbar bleibt, verstehen die ‚Praktiker‘ und ‚Limitierten‘, aber seltener ‚arbeitet länger, nach dem körperlichen 12Stunden Tag‘ und ‚Geld, ohne Ende‘ Fraktionen.
Die Koherenz der einzelnen Argumente ist nicht beabsichtigt, sondern (überspitzt) eine Annäherung an ein Stimmungsbild. Dafür sind nicht die unteren Einkommensgruppen verantwortlich.
MfG
E. Wolf schrieb:
„Und die sog. SamrtMeter sind für die Netzbetreiber eh überflüssiger Krempel, …“
Würdest du ein Netzwerk in Echtzeit managen wollen, mit unvollständigen Daten, welche teilweise Stunden bis Tage alt sind, aka SmartMeter-Daten?
Würdest Du einem Netzwerkbetreiber alle Einzeldaten aller SmartMeter zukommen lassen (mal den vorigen Punkt völlig außer Acht lassend), gesammelt an einer einzigen Stelle, so dass eine Cyberattacke sich nicht darum kümmern muss, bei welchem Energieanbieter welche Daten vorliegen?
SmartMeter-Daten als Netzwerkmanagement-Grundlage war schon immer eine reine Werbeplakat-aufschrift. Ein Bärendienst, der in der Vergangenheit hauptsächlich garantierte Profite eingespielt hat. Bis auf ein paar Ausnahmen hat niemand etwas mit den verfügbaren Daten angefangen und wer die Daten brauchte, musste sich sowieso eine zusätzliche funktionierende Lösung einfallen lassen, siehe z.B. Tibber Pulse, Octopus Mini etc. .
Um dem Qualitätsanspruch für Diskussionen zu Recht zu dienen (im Zusammenhang mit allg.-bildender Analyse d. Aussenpolitik und politischem Anspruch) und in diesem Kontext zu Cybersicherheit, auch in energiebranchenbezogenen Verhalten, und der Reichweite internationaler (positivistischer) Rechtsprechung (nicht im Detail, als Überblick eines Stimmungsresümmes auch zu d. Politikwahrnehmung, Beugung von Recht/politischer Zwänge, Haltung von d. Staatsregierung und Gesetzgebungsqualität? )
„Staatsräson und Völkerrecht“
https://www.youtube.com/watch?v=T56HOHF9RXw&ab_channel=medicointernational
„Wir sind ja auch ein Land, das das Recht hochhält“ (2:19:11, gönnen Sie sich diese Qualität, wenn Sie dafür Zeit übrig haben)
Diese Diskussionsqualität auch in energierechtlichen (europainternen) Diskussionen ähnlich zu erleben, wäre eine ehrliche Aufwertung des öffentlichen Diskurses?
MfG
nachfolgendes Thema? „mediale Narrative, öffentlich-politische Reichweite und Völkerrecht-Entwicklung“
Wenn ich Netzbetreiber wäre , dann hätte ich einen Tesla X als Daily Driver und einen DeLorean DMC 12 als Wochenend+Sonnenschein – Spassauto….
Netzbetreiber verdienen ja , wenn man dem Schwarmwissen hier glaubt, viel Geld bei urlaubsartigem Arbeitseinsatz.
Ich habe mir mein Strom-Wissen hier im PV – M . angelesen .
Die Energiewende ist aus meiner Sicht ultrakomplex+
geworden, und ich bin nicht sicher ob dieser Weg der stetig steigenden superkomplexität der Richtige für die Zukunft ist .
Im Lastenheft meiner Energiewende steht :
+ 365/24 Stunden Versorgung mit klimaneutralem
Strom und Energiederivaten ( Wasserstoff / Power to
X ) daraus .
+ Günstiger Strombezug als Menschenrecht
+ Die technischen Bestandteile der Energiewende
sollten sich harmonisch und ästhetisch ansprechend
in die Umwelt einfügen.
….
Sie verstehen, dass sich
„Günstiger Strombezug als Menschenrecht“
und
„Selbst die kleinste Balkonsolaranlage sollte aus meiner Sicht extern ansteuerbar sein.“
in D. sehr wahrscheinlich ungünstig widersprechen werden/könnten?
Vermutlich verstehe ich Sie falsch und eine ‚kleinste‘ Photovoltaikanlage hat 100kWp oder ein 1MW, was in einigen Branchenbereichen ein Kleinkraftwerk ist?
Wer definiert denn was ein SmartMeter ist?
So gut wie jeder Wechselrichter Anbieter hat einen SmartMeter im Programm.
Damit kann der Endkunde dann schön im Handy alles verfolgen und ggf. auch was Steuern.
Nur hat der Versorger wenig davon. Der kommt ja auf die Hersteller-SmartMeter nicht ran und kann dadurch steuern.
Somit frage ich mich, warum die 60%entfallen, wenn man einen SmartMeter verbaut wurde.
Danke für Aufklärungsarbeiten
Besten Dank Hr. Dr. Weniger für die Aufbereitung der Daten und ihre Analyse. Bitte erlauben sie andere Schlüsse daraus zu ziehen.
50 % Regulierung verschleppen lediglich die eigentliche Aufgabe. Statische Maßnahmen sind eben nicht geeignet:
– bewölkter Himmel
– vollständige Nutzung kurzer Sonnenfenster (Herbst Frühjahr)
– Kollision mit hohen Windaufkommen (auch deren Ausbau erfolgt).
müssen alle nutzbar bleiben.
Lösung:
Die neue gesetzliche Regelung schafft Raum Heimspeicher weitreichender zu nutzen. Zudem werden BEV dem Heimspeicher gleichgestellt. Damit lassen sich ein zeitversetztes Einspeisen in die Abendstunden gut abbilden. Die Lade/Entlade-Verluste sind durch die Einspeiseverlängerung gut kompensiert. Die enorme Preissenkung der Speicher lassen auch 30 kWh für 10 kWp gut in Einklang bringen. Die Speicher können nun deutlich mehr Zyklen pro Zeiteinheit abarbeiten. All das ohne Netzausbau. Deutlich wichtiger ist jedoch das diese Heim-Speicher auch mit dynamischen Strompreisen bzw. auch im Winter das Winddargebot besser nutzen lassen. Eine Verstetigung der Übertragungsnetzauslastung stellt den aktuellen NEP damit in Frage.
Einige Kommentare beklagen die Kosten der IMSys: Bitte beachten, das System kostet 70 € (30+40 €) und erhält mit dem § 14a zwischen 110€ (Bayernwerk PL) und mehr, an pauschaler Gutschrift, oder kann auch mit dynamische Netzentgelte sich noch stärker wirtschaftlich zum Nutzen des Flexsumers ausprägen. So oder so, eine Kostenreduzierung gegenüber dem jetzigen Zählern.
Wo es fehlt?
1. Die Ausführungsverordnung für die BDL- der BEV.
2. Die Transparenz bei den ONT wie oben genannt. Nachweispflicht welche die jeweiligen Verteilnetzeingriffe auch darlegt.
3. Eine EU-weite Transparenz, samt Maßnahmen, welche Preismanipulationen über EEX gerade bei negativen Strompreisen durch Handel und oder konventionelle Versorger entgegenwirkt .
4. Teilnahme der Industrie am Regelmarkt (Leistungspreis-paradoxum).
Die EE habe nun 60 % an der Stromversorgung. Massiven Einfluss haben jedoch Unternehmen mit weniger als 40 % an dieser Versorgung.
Denkt man die künftige Erneuerbare Energie Versorgung von unten, also aus Sicht der zellularen Struktur (VDE) ergibt sich eine Beschränkung immer nur an der Schnittstelle zu anderen Zellen. Es entsteht ein (wirtschaftlich getriebenes) selbstlernendes Energiesystem, samt deutlich stärker ausgeprägter Sektorenkopplung). Das IMSys hält seine Detail-Daten in der Zelle und hält die Zelle vorrangig stabil. EE und Speicher erhalten dadurch einen ausgeprägten räumlichen Bezug und eine starke Resilienz bei ihrer neuen Errichtung (die restlichen 40 %). Zentralistischer Handel (EEX) der wir den Großteil auch der Probleme „verdanken“, verliert an Bedeutung. Die 5 Preiszonen wären ein Zwischenschritt. Deren Geschäftsfelder werden dadurch ebenso bedroht wie die der konventionellen Energieversorger und der heutigen Übertragungsnetzbetreiber. Besser sieht es für VKU aus.
Doch es geht wohl, zu tragbaren Kosten und dauerhaft Stabilität des Systems, nicht anders, um eine saubere Gesamtenergieversorgung zu bekommen, die in der Lage ist, schnell ÖL und Gas aus dem Markt zu drängen. Black out war dann ein historische Gefahr. Die Zellen sind stabil.
Fazit: Vorhandene Chancen nutzen anstelle Bedenken zu kultivieren. Das kann auch dann weltweit als das nächste „big thing“ dienen.
In einem (historisch) fairen und solidarischen Gesamtsystem würde man die technisch-optimierte Verteilung und Entwicklung anstreben, jedoch (real) kann man folgende Punkte dazu auch anders einordnen
„eine Kostenreduzierung gegenüber dem jetzigen Zählern“
Zur Teilnahme, als ‚Flexsumer‘, am vergünstigten Strompreis (derzeit, durchschnittlich und mit ‚jungen‘ Unternehmen) sind Vertrauen in die Datensicherheit (je nach Abrechnungsystem) und die Kontinuität der Gesetzesregelungen, die (marktliche Preis-) Entwicklung bei extensiver Nutzung der dyn. Tarifangebote (mit Reaktionen zum Erhalt der Strombörsen- und Unternehmensmargen, unter Aufsicht durch die BNA) und der grundsätzlichen Bereitschaft/Möglichkeit zwischen 500/1000-35000/50000€ an Initialinvestitionen (ohne StromSharing-/ZwischenspeicherungsLeasingmodellen) einsetzen zu können. (Dazu sollte man anfügen, dass nur 40-60% der Haushalte, je nach Einschätzung, etwa 30-50000€ zur Verfügung hätten, um (teils) dafür in Geräte (Stromerzeugung/-speicherung/-handel, Heizung/Kühlung)/Fahrzeuge/Sanierung (und alle weiteren lebensbezogenen Anforderungen in Finanzierungskonkurrenz dazu) zu investieren, um dann ‚mit günstigen Tarifen Stromkosten zu sparen‘.
Das ist (teils) eine Diskussion (relativ) ‚Vermögender/Reicher‘ zur eigenen Optimierung.
„Transparenz bei den ONT“
Die Transparenz wird durch Kompetenz- und Hierarchiegerangel (oder -verschleierung) gegenüber den Normal- oder HaushaltstromkundInnen verzögert oder verhindert. Die Gründe dazu sind öffentlich nur ‚marginal‘ erkennbar und erklärt (worden).
Die ‚ausreichende Finanzierung‘ hat man durch die erhobenen Netznutzungsentgelte und die herausgehobenen Finanzierungsicherheiten (was angepasst wurde, seitens staatlicher Regulierung, seit etwa 5 Jahren?) über (zumindest) Jahrzehnte sichergestellt. Einsprüche gegen Gesetzesänderungen und -regelungen für verbesserte (marktwert-bewahrende) Vermarktungsoptionen erfolgten (wenn überhaupt) m. W. höchstens (fach-)gremienintern.
Die fachlichen ExpertInnen dazu scheinen ‚eingeschüchtert‘, branchenintern, sich dazu erklärend zu äußern(?) und auf ‚Probleme‘ hinzuweisen(?)
„Die EE habe nun 60 % an der Stromversorgung“
Das ist ähnlich wie vor 5-15 Jahren für ‚Spitzenlastkraftwerke‘, welche eine enorme Bedeutung für die Stromversorgung haben/hatten, aber nur ein begrenztes Marktsegment versorgen können (im bisherigen ‚Wirtschaftsystem‘ des 20. Jahrhunderts).
Ein bedingungsloses Grundeinkommen ist der ‚Regierungselite‘ ähnlich ‚unvorstellbar‘ wie eine stärkere Flexibilisierung der steuerrelevanten Produktivarbeitszeiten, jedoch (im verantwortlichen Umgang damit) wäre die BGE eine Chance für ein 21. Jhd auf Bildungsentwicklung und adaptierte, effizientere Arbeitsmöglichkeiten in Verbindung mit fluktuierender (witterungsbedingter) Energie- bzw. Stromversorgung. Das kann man selten sinnvoll mit INSM-IdeologInnen und/oder in einem statischen/stagnierenden/überlasteten ‚System‘ diskutieren (was jedoch in eine ‚erweiterte‘ Ansicht zur Energiewende immer involviert war). Ein Treiben der Inflation in einem System mit BGE wird dann gesellschafts- oder staatsgefährdend, im gleichen Maß, wie für die Individuen im Staat, deshalb ‚Vorsicht‘ damit. Jedoch völlig im Verständnis (der historischen Verantwortung) und für den Artikel 1 des GG.
MfG
Also, wenn ich auf die Preisliste des Bayernwerkes oder meines Netzbetreibers sehe, dann müssen für das iMSys bei PV ab 7 kWp bzw. Paragraph 14a mindestens 50 EUR und für die Steuereinruchtung nochmals 50 EUR also insgesamt 100 EUR gezahlt werden. Auf 20 Jahre gerechnet sind dies 2000 EUR.
Bis 25 kWp wären wir bei 160 EUR, also 3200 EUR. Darüber sind wir bei 190 EUR, also 3800 EUR.
Hinzu kommen Kosten für den Installateur.
Mei Energiversorger verlangt 3 Cent Aufschlag wegen zusätzlichen Netzkosten trotz obwohl er günstigere Bezugspreise am Markt einräumt und den EBITA 4,9 Milliarden steigern konnte.
Das bedeutet, dass für einen durchnittlichen Haushalt mit 2500 kWh nochmals 75 EUR hinzukommen, obwohl der SM Rollout gerade erst am Start ist und dies nicht die erste 3 Cent Preiserhöhung ist, die durch den SM Rollout begründet wurde.
Darum meine ich, dass der Staat unbedingt darauf achten sollte, dass die Einnahmen durch SM in dem sonst gewährten Rahmen einer 4.x % Verzinsung bleiben und Kosten nicht durch Sub…Sub…Sub-Unternehmen verschleppt werden.
Auch sollte unbedingt wirtschaftlich und technisch geprüft werden, nach wieviel Jahren das Messsystem wirklich getauscht werden sollte.
Sehen Sie bei Anlagen um etwa 2kWp (große/mehrere Photovoltaik-Teilhabe-Anlagen (kein SM), oder kleine PV-Experteninstallationen (relativ höherer Kostenanteil des Messsystems durch SM-Pflicht)) das Risiko der ‚Sub…Sub…Sub-Unternehmen‘ als ein größeres an?
MfG
„Die 5 Preiszonen wären ein Zwischenschritt.“
Wer könnte dazu im Umfeld des Bundeskanzleramtes denn überhaupt geeignet beraten?
@ehrlich und kompetent, wie Ihre Krankenkasse (+20% Beitragserhöhung seit 3 Jahren)
Smartmeter > 2 kWp: 30 EUR -> 300 EUR pro kWp in 20 Jahren
Smartmeter = 7 kWp: 30 EUR -> 86 EUR pro kWp in 20 Jahren
Smartmeter + Steuereinrichtung > 7 kWp: 100 EUR -> 286 EUR pro kWp in 20 Jahren
Smartmeter + Steuereinrichtung = 15 kWp: 100 EUR -> 113 EUR pro kWp in 20 Jahren
Smartmeter + Steuereinrichtung > 15 kWp: 160 EUR -> 213 EUR pro kWp in 20 Jahren
Smartmeter + Steuereinrichtung = 25 kWp: 160 EUR -> 128 EUR pro kWp in 20 Jahren
Smartmeter + Steuereinrichtung > 25 kWp: 190 EUR -> 152 EUR pro kWp in 20 Jahren
Smartmeter + Steuereinrichtung = 100 kWp: 190 EUR -> 38 EUR pro kWp in 20 Jahren
Wenn der Messstellenbetreiber ein Sub-Unternehmer für Aufbau und Einrichtung und evtl. Betrieb der Messstellen beauftragt, wollen zwei Hände verdienen. Dadurch werden höhere Kosten veranschlagt, die auf die allgemeinen Netzkosten umgelegt werden, nicht dem einzelnen Anlagenbetreiber.
Die spezifische Belastung für kleinere Photovoltaik-Profi-Installationen zwischen 2 und 7kWp ist also signifikant und ersichtlich, wenn ein SM (bzw. eine Steuereinrichtung) gefordert ist.
Ihre Tabelle zeigt das sehr anschaulich.
Die Vergütungen für Anlagenbetreiber (Auf-Dach-Segment) kann man mit etwa 0.499€ct/kWh (ca. 2000, 0.574€ct/kWh 2004 bis 30kWp, 0.54€ct/kWh 100kWp) für kostendeckende Vergütung bis derzeit etwa 0.0794/0.0834 _ 0.0688/0.0728 _ 0.0562/0.0602 für 10/40/100kWp (feste Einspeisevergütung/Marktprämienmodell, bei Volleinspeisung) für durchschnittliche ca. 939h (Netztransparenz, EEG-Umlage 2022) in D.
für 850h/kWp:
2000 1kWp*850h*0.499€ct/kWh = 424€/a
2025, bis
10kWp 0.0794 o. 0.0834 = 67/70€/a *20a = 1340/1400€ (Kosten: ü2kWp ca. 300€, 7kWp ca. 86€/286€, 10kWp ca. 200€)
40kWp 0.0688 o. 0.0728 = 58/61€/a *20a = 1160/1220€ (40kWp ca. 95€)
100kWp 0.0562 o. 0.0602 = 47/51€/a *20a = 940/1020€ (100kWp ca 38€)
Gibt es eine prozentuale Ertragseinschätzung (bisherige Erfahrungswerte?) für dynamische Tarife für ‚Prosumer‘ bzw. ‚Flexumer‘ für die lokalen StromVerteilnetze?
(Dividendenzahlungen sind teils um etwa 10% erhöht worden 1.0€/Aktie2024 auf 1.1€/Aktie2025, bzw. plus 0.02€/Aktie auf 0.55/Aktie2025 (Dividendenrendite 3.54%), Uniper 27.4€(2021)/1.4€(2022)/Aktie ?)
MfG
( es fehlten noch die Vergütungsätze bei Volleinspeisung, zur Vollständigkeit:
„0.0794/0.0834,0.126/0.130_0.0688/0.0728,0.1056/0.1096_0.0562/0.0602,0.1056/0.1096 für 10/40/100kWp (feste Einspeisevergütung/Marktprämienmodell_(Teileinspeisung), bei Volleinspeisung)“
und sonstige Anlagen, sowie bis 400kWp und bis 1000kWp, Ausschreibungsvergütungen und Mieterstromzuschüsse für Solaranlagen 2.59-1.62ct/kWh.
damit verglichen ist der Ausschreibungswert für Windkraftanlagen fast langweilig, bei etwa 7.35ct/kWh (Ausschreibung 2023, bis 1000kW), jedoch mit dem Korrekturfaktor des Gütefaktors (Referenzertragsmodell, standortgerecht) angepasst (deutlich höher oder niedriger möglich). )
„Bereits 600.000 Heimspeichersysteme mit einer Ladeleistung von jeweils 5 Kilowatt können durch die Nullvergütungsregelung hervorgerufene Leistungssprünge von 3 Gigawatt verursachen, die anderweitig aufgefangen werden müssten.“
Die Lösung hat die Bundesregierung doch schon längst parat:
„Damit die deutsche Industrie bis 2045 Stahl, Zement oder andere energieintensive Produkte ohne CO2-Ausstoß herstellen kann, sollen neue wasserstofffähige Gaskraftwerke gebaut werden. Die neuen Gas-Kraftwerke sollen nur noch übergangsweise mit Erdgas betrieben werden. Ab 2035 bis 2040 sollen sie von Erdgas auf grünen Wasserstoff umstellen. Die genauen Umstellungstermine sollen 2032 festgelegt werden.
Bundeskanzler Scholz, Wirtschaftsminister Habeck und Finanzminister Lindner haben die wesentlichen Elemente einer neuen Kraftwerksstrategie vereinbart.“
Es wäre doch ungemein schade, wenn all diese Erdgaskraftwerke gebaut würden und dann gar nicht genutzt werden, oder? Da ist doch so ein künstlicher Solarabfall mehr als willkommen, um endlich ordentlich Gas zu geben. Schließlich stabilisieren doch drehende Generatoren unsere Netze angeblich (wer will auch schon genauer hinschauen und fragen, warum genau die Frequenz sich überhaupt ändern kann, obwohl es dafür elektrisch gar keinen Grund gibt).
Ein weiterer Hinderungsgrund des Solarspitzengesetztes ist, dass die Ausbauszenarien sehr komplex bzw. weitgehend unbekannt sind. Damit meine ich die Situation bei der neben einer bestehenden Anlage eine neue Anlage am selben Zähler angeschlossen werden soll.
Was passiert mit der Vergütung der alten Anlage, wenn für die neue Anlage die Vergütung aufgrund des Börsenkurses entfällt?
Was passiert mit der Vergütung der alten Anlage, wenn die neue Anlage abgeregelt wird aber eine Vergütung für die neue Anlage noch stattfindet?
Was passiert mit der Vergütung der alten Anlage, wenn die neue Anlage abgeregelt wird und keine Vergütung mehr für die neue Anlage stattfindet?
Ist die alleinige Abregelung der neuen Anlage gesetzlich und technisch überhaupt möglich bzw. sinnvoll (Master / Slave oder unabhängige WR)?
Welche Faktoren müssen berücksichtigt werden, um die Wirtschaftlichkeit zu prüfen bzw. die wirtschaftlichste Betriebsweise zu finden (Nicht umkehrbare Entscheidungen, Wechsel in die Nullvergütung, Volleinspeisung, Dimensionierung der Speicher, Einfluss der Speichergröße auf Zählerentgelte für netzgekoppelte Speicher bzw. Hybridspeicher, ..)?
Kann der Hersteller des bestehenden Systems die Technik von morgen überhaupt liefern? Welche Technik ist notwendig, sinnvoll, nice to have und welche Technik erzeugt nur ungedeckte Kosten?