Erste Lesung von EEG-Novelle und Netzpaket auf der Tagesordnung des Bundestags
Nun ist es offiziell: Am 24. September wird sich der Bundestag in erster Lesung zunächst mit dem Entwurf für die EEG-Novelle 2027 befassen. Direkt im Anschluss ist die erste Lesung des Entwurfs für das Netzpaket in der aktuellen Tagesordnung vorgesehen. Für beide Punkte sind jeweils 25 Minuten Zeit eingeplant.
In der ersten Lesung, die 20 Minuten dauert, nehmen traditionell Politiker aller im Bundestag vertretenen Parteien Stellung zu den Plänen der Regierung. Anschließend werden die Entwürfe zur weiteren Verhandlung in die zuständigen Ausschüsse verwiesen. Die Tagesordnung des Bundestags wird allerdings fortlaufend aktualisiert. So kann es sein, dass sich der Termin bis nächste Woche Donnerstag auch noch verschiebt, zumindest was die Uhrzeit angeht. Die Sitzungen des Bundestages werden per Livestream auf der Seite des Parlaments übertragen.
Neben den Gesetzentwürfen, die aus dem Bundeswirtschaftsministerium stammen, sind jeweils noch ein Antrag der Grünen pro Tagesordnungspunkt zur Beratung vorgesehen. Zur EEG-Debatte haben die Grünen einen Antrag mit dem Titel „Energiewende gemeinsam gestalten – Für ein EEG mit fairen Chancen für alle“ eingebracht. Auch er soll zur weiteren Beratung an den federführenden Ausschuss für Wirtschaft und Energie verwiesen werden. Gleiches gilt beim Antrag der Grünen zum Netzpaket. Dieser trägt den Titel „Flexibel, digital und effizient – Ein Netzpaket für ein versorgungssicheres 100%-Erneuerbare-Energiesystem“.
Die Zeit für die Verabschiedung der EEG-Novelle drängt. Die beihilferechtliche Genehmigung für wesentliche Bestandteile des bestehenden EEGs läuft zum Jahresende aus. Deswegen will das Bundeswirtschaftsministerium unter anderem die Einführung von Differenzverträgen (Contracts of Difference, CfD), die ein Abschöpfungsmechanismus vorsehen. Für großes Aufsehen sorgen allerdings die Pläne des Ministeriums, die feste Einspeisevergütung für Photovoltaik-Anlagen bis 25 Kilowatt perspektivisch komplett abschaffen und eine verpflichtende Direktvermarktung für Neuanlagen einführen zu wollen. Die Pläne des von CDU-Politikerin Katherina Reiche geführten Wirtschaftsministeriums stoßen auch beim Koalitionspartner SPD teilweise auf Ablehnung. So stellten sich unter anderem Bundesumweltminister Carsten Schneider und SPD-Energiepolitikerin Nina Scheer mehrfach offen gegen die geplanten Änderungen. Neben dem Bundestag muss die EEG-Novelle auch noch den Bundesrat passieren. Anschließend steht auch noch die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission aus.
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Die einfachste und günstigste Option für alle Beteiligten wäre doch, wenn am Ende des Jahres der eingespeiste Strom einmalig mit dem Maktwert Solar über die gesamte Laufzeit der Anlage vergütet werden würde.
Ein Wechsel in die Direktvermarktung und zurück sollte ebenfalls zum Jahreswechsel möglich sein.
Eine Smartmeterpflicht kann m.E. entfallen, da ja die Steuerung einzelner Anlagen aus Sicht der Netzbereiber zu aufwändig sein soll und daher eine pauschale Abregelung auf 50% eingeführt werden soll.
Regelungstechnisch wäre es sogar sinnvoll, wenn man diese Grenze abhänngig von der maximalen Einspeisekapazität und Netzfrequenz definieren würde.
Durch die Einspeisung von günstigem Strom und Unterstützung des Netzes durch Bereithaltung von Regelleistung sollte der kostensenkende Beitrag so groß sein, dass keine erweiterte Netzentgelde i.S.v. Agnes notwendig werden. Wechselt ein Prosumer in die Direktvermarktung, so macht dies nur im Zusammenhang mit einer zeitlichen Verschiebung der Einspeisung oder besonderen Ausrichtung der Module Sinn. In diesem Fall sorgt der Prosumer ebenfalls für günstigeren Strom und entlastet die Netze.
Herr Falter, Sie beschreiben damit im Kern genau den Ansatz, den wir als Solar Cluster Baden-Württemberg für kleine PV-Anlagen vorgeschlagen haben: Statt einer festen EEG-Vergütung erhalten die Betreiber den tatsächlich erzielten, gewichteten Marktwert Solar – abzüglich einer transparenten Vermarktungspauschale. Abnahme, Vermarktung und Abrechnung werden gebündelt organisiert. Damit kommt das Modell ohne staatliche Förderung aus und vermeidet zugleich die unverhältnismäßig hohen Transaktionskosten einer verpflichtenden Direktvermarktung für private Betreiber.
Auch Ihre Kritik an der pauschalen 50-Prozent-Begrenzung ist berechtigt: Diese unterscheidet weder nach Strompreis noch nach tatsächlichem Strombedarf. Sie regelt daher auch dann Solarstrom ab, wenn der Strom im Netz gerade gebraucht wird und positive oder sogar hohe Preise erzielt werden. Das ist weder volkswirtschaftlich noch energiewirtschaftlich sinnvoll.
In unserem Modell soll deshalb vorrangig preisabhängig über den Wechselrichter oder ein HEMS gesteuert werden. Bei negativen Preisen wird die Netzeinspeisung reduziert. Die Begrenzung auf 50 Prozent ist lediglich eine Übergangs- und Fallback-Lösung für Anlagen, bei denen eine solche Steuerung technisch noch nicht möglich ist. Eigenverbrauch, Batteriespeicher und E-Mobilität bleiben davon unberührt.
Ein Smart Meter ist keine zwingende Voraussetzung für unser Grundmodell. Die preisabhängige Steuerung kann unmittelbar über den Wechselrichter oder ein HEMS anhand eines externen Preissignals erfolgen. Ein intelligentes Messsystem kann ergänzend für weitergehende Anwendungen sinnvoll sein, sollte aber nicht zur Voraussetzung für die Teilnahme gemacht werden. Auch eine individuelle Steuerung jeder einzelnen Anlage durch den Netzbetreiber ist nicht notwendig. Eine alleinige Kopplung der Einspeiseleistung an die Netzfrequenz würde negative Strompreise und lokale Netzengpässe zudem nicht zielgenau abbilden.
Ihr Vorschlag und unser Modell verfolgen somit dasselbe Ziel: eine einfache und kostengünstige Marktintegration kleiner PV-Anlagen – ohne neue Förderkosten und ohne den privaten PV-Dachmarkt durch eine teure verpflichtende Direktvermarktung auszubremsen.