FAQs zum Solarpaket I

1. Grundsätzlich können Solar-Kleinanlagen z. B. auf Balkonen oder Terrassen betrieben werden (oft auch Balkonsolar genannt, siehe 2. Balkonsolaranlagen). Damit dies noch einfacher möglich ist, verbessert das Solarpaket I die energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen im Erneuerbare-Energien-Gesetz. Zudem wurden durch den Bundestag auch miet- und wohnungseigentumsrechtliche Vereinfachungen für Balkonsolar beschlossen, die Befassung des Bundesrates hierzu steht vor einem Inkrafttreten noch aus.
2. Neu ist das Konzept der „gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung“. Damit können Parteien in Mehrfamilienhäusern (Miet- oder Eigentumswohnungen) selbst von Stromerzeugungsanlagen profitieren: Mit der Inbetriebnahme einer gemeinsamen PV-Anlage auf einem Mehrfamilienhaus können sie den selbst erzeugten Strom anteilig mitbeziehen (siehe 3. Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung und Mieterstrom).
3. Darüber hinaus gibt es weiterhin das Konzept des Mieterstroms. Es unterscheidet sich von der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung dadurch, dass Mietenden ein vollständiger Stromliefervertrag angeboten wird, wobei sich der Strom anteilig aus der PV-Anlage auf dem Dach speist (siehe 3. Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung und Mieterstrom).

• 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 zwischen dem Inkrafttreten des Solarpaketes I und der Bekanntgabe der beihilferechtlichen Genehmigung in Betrieb genommen werden, ebenfalls von den erhöhten Fördersätzen profitieren, hängt von der beihilferechtlichen Genehmigung der Europäischen Kommission ab. Für Betreiber kann es sich daher empfehlen, eine Inbetriebnahme erst nach der Bekanntgabe der beihilferechtlichen Genehmigung vorzunehmen.

Das System der Förderung hat sich nicht verändert: Die Förderung für die Volleinspeisung wird mit einem Aufschlag auf den Teileinspeisetarif berechnet. Die Erhöhung 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 (siehe 4.3 – 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 ins Haus- oder Wohnungsnetz eingespeiste Strom wird durch zeitgleich betriebene Elektrogeräte wie z. B. Kühlschrank, Fernseher oder Lampen genutzt. Dadurch bezieht man weniger Strom vom Energieversorger und spart Geld.

Grundsätzlich jeder. Allerdings muss bei Miet- oder Eigentumswohnungen das Einverständnis der Vermieterin bzw. des Vermieters oder der Wohnungseigentümergemeinschaft vorliegen. Durch den Bundestag wurden im Juli 2024 miet- und wohnungseigentumsrechtliche Vereinfachungen für Balkonsolaranlagen beschlossen, die Befassung des Bundesrates hierzu steht vor einem Inkrafttreten noch aus.

• Die Anmeldung der Balkonsolaranlage im Marktstammdatenregister reicht aus. Die separate Anmeldung beim örtlich zuständigen Netzbetreiber entfällt für Balkonsolaranlagen (für normale Dach-PV-Anlagen gilt sie jedoch weiterhin).
• In der Folge wird automatisch überprüft, ob der Stromzähler getauscht werden muss. Der Austausch erfolgt durch den Messstellenbetreiber, der Balkonsolar-Betreiber muss nichts weiter veranlassen und die Anlage kann nach ihrem Anschluss sofort in Betrieb genommen werden.
• Bis zur ggf. notwendigen Installation eines Zweirichtungszählers ist der Betrieb vorübergehend mit jedem Stromzähler möglich, auch wenn dieser rückwärts läuft.
• Muss der Zähler ausgetauscht werden, entstehen keine Mehrkosten gegenüber dem vorher installierten Zähler. Im Rahmen des Smart-Meter-Rollouts werden ohnehin sämtliche alten Zähler bis 2032 gegen moderne Messeinrichtungen (mME) ausgetauscht.

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, das ist möglich. 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 in der Regel der Vermarktungsform der sog. „unentgeltlichen Abnahme“ zugeordnet, sodass der Betreiber für den Stromanteil aus dem Steckersolargerät keine Vergütung erhält (siehe auch 2.7 Wie werden Balkonsolaranlagen gefördert?).

Ein Beispiel: Bei einer vorhandenen 6 kW-Dachanlage und einem neuen 0,6 kW Steckersolargerät wird über die gemeinsame Messeinrichtung insgesamt mehr Strom eingespeist. Die der Dachanlagenleistung zuzuordnende Einspeisemenge wird dabei weiterhin voll vergütet, die zusätzlich dem Steckersolargerät zuzuordnende Stromeinspeisung wird hingegen nicht vergütet. Somit werden in diesem Beispiel knapp 91 % der über die gemeinsame Messeinrichtung eingespeisten Strommenge vergütet. (Es gilt: 6 kW Dachanlage/6,6 kW Gesamtleistung = 90,9 %.) Sofern die vorhandene Dachanlage ihre Stromerzeugung vollständig in das Netz einspeist (kein Eigenverbrauch), ist der Betrieb eines Steckersolargerätes nur hinter dem Bezugszähler des Gebäudes sinnvoll. Denn ein wirtschaftlicher Vorteil kann mit einer Balkonsolaranlage vor allem über den Eigenverbrauch des selbst erzeugten Stroms erlangt werden.

Balkonsolaranlagen generieren Strom in der Regel vor allem für den Eigenverbrauch. Durch den selbst erzeugten Strom können Haushalte ihren Strombezug aus dem Netz reduzieren und so Stromkosten sparen. Über diese Einsparungen rechnen sich die Steckersolargeräte auch ohne direkte Förderung innerhalb weniger Jahre. Eine spezielle Förderung auf Bundesebene ist daher nicht vorgesehen und auch nicht notwendig, einige Bundesländer und Kommunen fördern aber den Kauf von Balkonsolaranlagen durch Zuschüsse.

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 (also Vergütung von Strommengen, die nicht selbst verbraucht, sondern in das öffentliche Netz eingespeist werden), erfolgt – anders als bei normalen Dachanlagen – in der Regel nicht. Stattdessen ist für Steckersolargeräte, die im Rahmen der vereinfachten Anmeldung in Betrieb gehen, die Vermarktungsform der unentgeltlichen Abnahme (des eingespeisten Stroms durch den Netzbetreiber) vorgesehen. Prinzipiell kann zwar auch für Balkonsolaranlagen die EEG-Vergütung in Anspruch genommen werden – dann verlieren sie aber ihren Status als Steckersolargerät samt den beschriebenen Entlastungen und Vereinfachungen.

Der unvergütete Strom aus Steckersolargeräten wird dem EEG-Bilanzkreis der Netzbetreiber zugeordnet (kein Verkauf durch die Netzbetreiber für den eigenen Gewinn) und kann dazu beitragen, die Differenzkosten des Erneuerbare -Energien-Gesetzes (EEG) zu senken.

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

Balkonsolaranlagen dienen hauptsächlich dem zeitgleichen Eigenverbrauch. Mögliche Stromüberschüsse werden (in der Regel 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 („Drosselung“) 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 I 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 Webseite der DKE (Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik).

Allgemeine Informationen zu Balkonsolaranlagen sowie einen kurzen Erklärfilm zu diesem Thema finden Sie auf energiewechsel.de.

Weitere Informationen zu Balkonsolaranlagen finden Sie z. B. beim Umweltbundesamt (siehe auch dortige Verlinkungen zu weiteren externen Balkonsolar-Themenseiten) sowie bei der Bundesnetzagentur.

Mit dem Modell der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung wird die Weitergabe von PV- Strom an Letztverbraucher innerhalb desselben Gebäudes erleichtert. Bedingung ist, 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 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. Wenn ein Teil des Stromverbrauchs über die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung bezogen wird, ist der restliche Stromverbrauch im Regelfall weiterhin über einen regulären Stromliefervertrag abzudecken; dieser kann unverändert selbst gewählt werden (Grundsatz der freien Lieferantenwahl).

Die Teilnahme an der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung ist für jeden Letztverbraucher im Gebäude freiwillig. Denn auch bei der Stromversorgung über die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung handelt es sich letztlich um eine Stromlieferung, die dem Grundsatz der freien Lieferantenwahl unterliegt. Entscheidet sich ein Letztverbraucher für die Teilnahme, muss daher ein entsprechender Vertrag nach einer erstmaligen Vertragslaufzeit von maximal zwei Jahren jederzeit kündbar sein.

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-Minuten-scharfe Erfassung der Stromerzeugung der PV-Anlage und des Stromverbrauchs aller Teilnehmenden an der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung mittels intelligenter Messsysteme (sogenannte Smart Meter) wird ein Messstellenbetreiber beauftragt – im Idealfall für alle Messstellen im Gebäude derselbe Betreiber.
3. Der erzeugte Strom wird gemessen und entsprechend eines vereinbarten Aufteilungsschlüssels (siehe 3.4 Nach welcher Logik wird der Strom in der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung aufgeteilt?) den einzelnen Teilnehmenden im Gebäude zugewiesen. Der Anlagenbetreiber übermittelt diesen Schlüssel an die für die Bilanzierung der Strommengen zuständige Stelle (derzeit der lokale Verteilnetzbetreiber), damit diese den Schlüssel an die einzelnen Messstellenbetreiber weitergeben kann.
4. Die Teilnehmenden verringern dadurch ihren Strombezug aus dem Netz.
5. Die Abrechnung zwischen dem Betreiber der PV-Anlage und den Teilnehmenden an der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung erfolgt auf Basis des oben genannten Aufteilungsschlüssels. Die für die Abrechnung erforderlichen Daten können von den Messstellenbetreibern unmittelbar oder über einen Dienstleister erhoben werden.
6. Die Reststrombelieferung erfolgt über die weiterhin bestehenden Stromlieferverträge – der Lieferant erhält dafür die Verbrauchswerte der von ihm belieferten Letztverbraucher wie üblich vom Messstellenbetreiber.
7. Für die Stromeinspeisung von PV-Strom aus der Gebäudestromanlage in das Netz in Zeiten, in denen die Nutzer im Gebäude diesen nicht (vollständig) abnehmen bzw. verbrauchen, kann der Anlagenbetreiber Förderung nach dem EEG erhalten.

Die Attraktivität der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung resultiert vor allem aus dem Wegfall der Verpflichtung zur Reststromlieferung, was das Modell insbesondere für unerfahrenere Akteure außerhalb der Energiewirtschaft erleichtert. Die Wirtschaftlichkeit beider Modelle sollte jedoch für jeden Einzelfall sorgfältig geprüft werden.

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

• statischer Aufteilungsschlüssel: Festgelegt wird der Anteil an der durch die PV- Anlage je 15-Minuten-Intervall 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 Aufteilungsschlüssel: 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 Aufteilungsschlüssel vereinbart wird oder der vereinbarte Aufteilungsschlüssel 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. Aus Gründen des Verbraucherschutzes setzt das EU-Recht hohe Anforderungen an Situationen, in denen Ausnahmen von den Lieferantenpflichten erlaubt sind. Eine Ausweitung der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung auf mehrere Gebäude wäre nicht konform mit dem EU-Recht.

Aber: Die der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung zugrundeliegende Logik zur Aufteilung von PV-Strom kann grundsätzlich in jeder Kundenanlage angewendet werden, also auch bei einer Gruppe von mehreren Gebäuden. Diese Variante wird häufig als „PV- Teilstrombelieferung“ bezeichnet (siehe 3.6 Was ist die PV-Teilstrombelieferung?).

Die Logik der Aufteilung von PV-Strom in der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung kann auch in einer Gruppe von mehreren Wohn- oder Gewerbegebäuden angewandt werden, sofern sie die Anforderungen an eine Kundenanlage nach dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) erfüllen und insoweit keine Durchleitung durch das Netz der öffentlichen Versorgung stattfindet. Dabei wird der Strom aus einer PV-Anlage analog zur gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung auf verschiedene Parteien aufgeteilt, ohne dass der Betreiber der PV-Anlage zu einer Reststromversorgung der teilnehmenden Letztverbraucher verpflichtet ist. Für den Fall, dass diese Konstellation nicht die Anforderungen der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung erfüllt (dies ist z. B. der Fall, wenn mehr als ein Gebäude eingebunden ist), sind jedoch die Lieferantenpflichten nach § 40 ff. EnWG in vollem Umfang einzuhalten.

Die Regelungen des EnWG lassen zu, dass ein Letztverbraucher mehr als einen Stromliefervertrag abschließt. Dies wird unter anderem dadurch gewährleistet, dass Betreiber von Energieversorgungsnetzen nach § 20 Absatz 1 des EnWG verpflichtet sind, jedermann nach sachlich gerechtfertigten Kriterien diskriminierungsfrei Netzzugang zu gewähren. Zuständig für die Durchsetzung dieses Rechtsanspruches ist die Bundesnetzagentur.

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-Teilstrombelieferung, bei der die gleiche „Mechanik“ wie bei der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung angewendet wird.

Für die Aufsicht über die Verteilnetzbetreiber sowie die 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 Gebäudeeigentümerinnen und -eigentümern, Mietenden als auch Dritten errichtet und betrieben werden. Dies kann z. B. auch ein Zusammenschluss einer Gruppe von Mietenden oder Externen sein, die gemeinschaftlich in eine PV-Anlage investiert haben (z. B. als Bürgerenergiegesellschaft oder Energiegenossenschaft).

Die Betreiber der PV-Anlage müssen mit allen interessierten Nutzenden innerhalb des Gebäudes, den sogenannten 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 gelieferter 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 eine 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 zum 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. Das Mieterstrommodell wird also für gewerblich genutzte Gebäude, wie zum Beispiel Bürogebäude, geöffnet. Darüber hinaus können PV-Anlagen nun auch auf Nebenanlagen zu diesen Gebäuden angebracht werden.

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

Eine gerade für Quartiere sehr wichtige Verbesserung ist die Änderung der Anlagenzusammenfassung (siehe 3.12).

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, die auch technisch eine Anlage sind.

Grundsätzlich können mehrere, voneinander unabhängige Gebäudestromanlagen innerhalb eines Gebäudes betrieben werden. Dies könnte sich insbesondere in dem Fall anbieten, wenn ein größeres Mehrfamilienhaus mit mehreren Treppenaufgängen auch über mehrere Hausanschlüsse, also Anschlüsse an das Netz der öffentlichen Versorgung, verfügt. Hier könnten dann z. B. je Hausanschluss eine Gebäudestromanlage betrieben werden.

• Mit dem Zertifizierungspaket wird ein Konzept für ein massentaugliches, digitaleres und schnelleres Zertifizierungsverfahren für Energieanlagen (Erzeugungsanlagen und Speicher) umgesetzt, das dabei wie bisher den Anforderungen an die Systemsicherheit entspricht.
• Das Paket besteht aus der Novellierung der Elektrotechnische-Eigenschaften- Nachweis-Verordnung (NELEV) durch zwei Änderungsverordnungen (erste und zweite NELEV-ÄndVO), der neuen Energieanlagen-Anforderungen-Verordnung (EAAV) sowie flankierenden Änderungen des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) und des Energiefinanzierungsgesetzes (EnFG). Nähere Informationen finden sich hier.
• 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 einer separaten Verordnung – der bereits genannten Energieanlagen-Anforderungen-Verordnung (EAAV) – geregelt.
• Außerdem wird ein digitales, über das Internet zugängliches Register für Einheiten- und Komponentenzertifikate sämtlicher Spannungsebenen geschaffen: das ZEREZ – Zentrales Register für Einheiten- und Komponentenzertifikate. Die Nutzung des Registers auf freiwilliger Basis ist schon heute möglich bei der Fördergesellschaft Wind und andere Dezentrale Energien e.V. (FGW). Ab dem 1. Februar 2025 wird die Nutzung dieses zentralen Registers verpflichtend.
• Weitere nützliche Hinweise zu dem Thema sind in dem Anwendungshinweis des VDE-FNN und der Anwendungshinweise des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW) zu finden.

• Zur Ermittlung der Größe von Solaranlagen kann das EEG mehrere Anlagen im räumlichen Zusammenhang als eine große Anlage betrachten, beispielsweise wenn mehrere PV-Dachanlagen auf demselben Gebäude betrieben werden. Im Solarpaket I wurde eine Ausnahme von diesem Grundsatz geschaffen: Mehrere PV-Dachanlagen, die auf demselben Gebäude, jedoch hinter verschiedenen Netzverknüpfungspunkten betrieben werden, werden zukünftig nicht mehr zu einer Anlage zusammengefasst.
• Das heißt: Auch die Anlage auf dem benachbarten Wohnhaus kann zukünftig nicht mehr dazu führen, dass die eigene Anlage größer gerechnet wird, sofern die Anlagen hinter verschiedenen Netzverknüpfungspunkten liegen.
• Abweichend von diesem Grundsatz gilt weiterhin die Sonderregelung für eine Voll- und eine Teileinspeiseanlage auf demselben Gebäude: Diese werden auch dann nicht zusammengefasst, wenn sie hinter demselben Netzverknüpfungspunkt liegen. Voraussetzung ist, dass deren Erzeugung durch zwei getrennten („parallele“) Messeinrichtungen erfasst wird.
• Eine Balkonsolaranlage oder mehrere Balkonsolaranlagen bis zu einer installierten Leistung von insgesamt 2 Kilowatt und einer Wechselrichterleistung von insgesamt bis zu 800 Voltampere werden 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 dabei 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 diese 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 und für die verbleibende Förderdauer auf die neue Anlage übertragen werden.
• 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.

• Bereits Ende 2020 wurde im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) eine zunächst bis Ende 2027 befristete Anschlussregelung für ausgeförderte PV-Anlagen eingefügt, wonach deren erzeugter Strom weiterhin ins Netz eingespeist und mit dem Börsenstrompreis vergütet werden kann (sogenannter „Jahresmarktwert Solar“). Diese Regelung wurde mit dem "Solarpaket I" vom 08.05.2024 bis zum Jahresende 2032 verlängert und gilt für Anlagen bis 100 kW installierter Leistung.
• Der Jahresmarktwert Solar wird durch die Übertragungsnetzbetreiber ermittelt und zum Jahresbeginn für das Vorjahr veröffentlicht. Hiervon werden noch die von den Übertragungsnetzbetreibern nach gesetzlichen Vorgaben ermittelten Kosten für die Vermarktung in Abzug gebracht – bei Nutzung eines intelligentes Messsystems (iMSys) halbiert sich diese Kostenpauschale.
• Bei Volleinspeisung erhalten die Betreiber die Marktvergütung für die gesamte erzeugte Strommenge, bei Nutzung der PV-Anlage zur Eigenversorgung entsprechend nur für den ins Stromnetz eingespeisten Überschussstrom.

• 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 gegebenenfalls für den Wechselrichter anfallen, können künftig 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.
• Mit dem Solarpaket I wurde nun die Möglichkeit geschaffen, die Strommengen unter bestimmten Voraussetzungen über einen bereits bestehenden Stromliefervertrag des Anlagenbetreibers im gleichen Gebäude mit abzurechnen (§ 10c EEG 2023).

• 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 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) 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 der einer Freiflächenanlage. Darum benötigen 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 freien Auswahl stehenden Mindestkriterien zu erfüllen. Das BMWK hat hierzu einen Leitfaden veröffentlicht.

Bei den Freiflächenausschreibungen fasst nun ein eigenes Untersegment die sogenannten „besonderen Solaranlagen“ zusammen. Für diese Anlagen sind Gebote bis zu einem höheren Höchstwert möglich (in 2024: 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 landwirtschaftliche Produktion sowie PV-Stromproduktion
  Von den besseren Förderbedingungen 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
• 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 im Jahr 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. Sie kann damit, genauso wie Wasserkraft, stationäre Windenergie, Solarenergie, Geoenergie und Energie aus Biomasse 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
  - eine 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.

Um diesen flexibleren Einsatz von Speichern anzureizen, wurden mit dem Solarpaket I Sonderregelungen eingeführt, um die Förderfähigkeit von zwischengespeichertem Strom auch in solchen Fällen zu erhalten, in denen der Speicher nicht ausschließlich mit förderfähigem Strom befüllt wird. Diese Regelungen finden sich in § 19 Absatz 3a und 3b EEG 2023 und ermöglichen folgende drei Modelle:

1. Batteriespeicher können bis zu sechsmal im Jahr wechseln zwischen einem Betriebsmodus, in dem sie beliebigen Strom einspeichern, aber keine Förderung für zwischengespeicherten Strom erhalten, und einem Betriebsmodus, in dem sie nur Strom aus einer EEG-geförderten Anlage einspeichern und für diesen Strom bei Einspeisung eine Förderung erhalten. Diese Wechsel können unabhängig vom Speicherfüllstand durchgeführt werden.
2. Batteriespeicher können beliebig oft zwischen den dargestellten Modi wechseln, solange sie vor dem Wechsel den Batteriespeicher entleeren.
3. Speicher können beliebigen Strom einspeichern. Es wird nachverfolgt, welcher Anteil des zwischengespeicherten Stroms förderfähig ist, und bei Einspeisung ins Netz die entsprechende Förderung gewährt.

Alle Regelungen stellen sicher, dass lediglich tatsächliche EE-Strommengen gefördert werden; eine Förderung von Netzstrom bleibt ausgeschlossen. Die Regelungen haben eine ansteigende Komplexität in der tatsächlichen Umsetzung und bedürfen, bevor sie wirksam werden können, noch der Ausgestaltung durch Festlegungen der Bundesnetzagentur (vgl. § 100 Abs. 34 und § 85d EEG 2023). Diese Festlegungen werden nun sukzessive erarbeitet und erlassen.

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 vorzulegen ist. Dadurch werden bisher bereits bestehende Berichtspflichten der ÜNB zur 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.