Klimareporter°: Herr Buchholz, wer sich ab 2027 eine Solaranlage aufs Dach setzt, soll nach dem Willen der Wirtschaftsministerin keine gesetzliche Vergütung mehr für den eingespeisten Strom bekommen.
Katherina Reiches EEG-Reform sieht aber auch vor: Kleinere Solaranlagen bis 25 Kilowatt sollen künftig dauerhaft einer Kappung ihrer Einspeisespitzen auf 50 Prozent ihrer installierten Leistung unterliegen können. Sie haben dazu eine Analyse vorgelegt. Was hat es damit auf sich?
Kai Buchholz: Die Kappung soll laut dem EEG-Referentenentwurf neue Photovoltaikanlagen treffen, die ab 1. Januar 2027 in Betrieb gehen. Deren Einspeiseleistung soll dabei pauschal auf 50 Prozent der installierten Anlagenleistung reduziert werden können. Eine Zehn-Kilowatt-Anlage dürfte dann am Netzanschlusspunkt also maximal fünf Kilowatt einspeisen.
Was darüber hinaus erzeugt wird, muss im Haushalt verbraucht oder in einem Speicher zwischengelagert werden. Geht beides nicht, muss die Leistungsabgabe der Photovoltaikanlage gedrosselt werden.
Wie weit soll denn diese Drosselung gehen – Sie sprechen hier von einer Nulleinspeise-Option?
Die 50-Prozent-Grenze betrifft Anlagen, die weiterhin Strom einspeisen, etwa in der Direktvermarktung oder in einer Übergangsregelung.
Bei der gesetzlich künftig möglichen Nulleinspeise-Option darf hingegen gar kein überschüssiger Strom mehr ins Netz eingespeist werden. Nicht direkt verbrauchter oder gespeicherter Solarstrom wird stattdessen vollständig abgeregelt.
Kai Buchholz
verantwortet den Bereich Studien beim Berliner Forschungsinstitut Aquu und erstellt wissenschaftliche Analysen zur Energiewende mit Schwerpunkt auf Photovoltaik, Batteriespeicher und regulatorische Entwicklungen. Zuvor baute der studierte Wirtschaftsingenieur und Elektrotechniker bei der Deutschen Gesellschaft für Sonnenenergie die Plattform PV‑Wissen mit auf und untersuchte die Einsparpotenziale dynamischer Preissignale sowie deren Auswirkungen auf die optimale Größe von Heimspeichern.
Neu ist die Kappungs-Idee nicht. Seit Ende Februar 2025 ermöglicht das Solarspitzengesetz, die Einspeisung aus neuen Photovoltaikanlagen vorübergehend auf 60 Prozent zu reduzieren.
Das gilt aber nur bis zum Einbau eines intelligenten Messsystems sowie der dazugehörigen Steuerbox, um die Fernsteuerbarkeit der Anlagen zu sichern.
Die neue Kappungs-Regelung soll hingegen ab 2027, wie es in Paragraf 9, Absatz 2b des EEG-Entwurfs heißt, "dauerhaft und unabhängig vom Einbau eines intelligenten Messsystems und der Veräußerungsform" gelten.
Es steht noch nicht fest, ob diese Kappung künftig für Photovoltaikanlagen bis 25 oder sogar bis 100 Kilowatt gelten soll.
Unsere Studie betrachtet das besonders wichtige private Segment kleiner Photovoltaikanlagen bis 25 Kilowatt. Genau dort soll ja auch zugleich jegliche garantierte EEG-Vergütung wegfallen.
Was hat das für Folgen?
Das führt zu einem Paradigmenwechsel: Was früher einfach eingespeist und verlässlich vergütet wurde, muss künftig entweder direkt selbst verbraucht oder aber zu schwankenden Börsenstrompreisen vermarktet werden.
Ihre Analyse ergab: Das vollständige Verbot zur Einspeisung, eben die Nulleinspeise-Option, führt dazu, dass bis zu 69 Prozent – also mehr als zwei Drittel – des gesamten Ertrags aus der Solarstromerzeugung verloren gehen können. Wie kommen Sie auf diesen erschreckend hohen Anteil?
Die 69 Prozent Verluste ergeben sich aus der Simulation eines typischen Einfamilienhaushalts mit Photovoltaikanlage und Batteriespeicher.
Als Referenzbeispiel wählten wir eine Solaranlage mit zehn Kilowatt Leistung, gekoppelt mit einem Speicher mit zehn Kilowattstunden Kapazität. Ohne Einspeiseverbot könnte die Anlage rund 11.000 Kilowattstunden Solarstrom pro Jahr erzeugen.
Wird die Nulleinspeisung als Betriebsmodell gewählt, lassen sich davon aber nur etwa 3.400 Kilowattstunden direkt oder über den Speicher im Haushalt nutzen. Rund 7.600 Kilowattstunden würden abgeregelt – das entspricht 69 Prozent des möglichen Solarstromertrags.
Grund dafür ist das zeitliche Ungleichgewicht zwischen Solarerzeugung und Verbrauch. Ein Batteriespeicher kann einen Teil der Energie in die Abend- und Nachtstunden verschieben, verfügt jedoch nur über eine begrenzte Kapazität.
Bis jetzt hieß es in Studien, die Einnahmeverluste durch den Wegfall der Einspeisevergütung ließen sich durch mehr Eigenverbrauch der Solarhaushalte kompensieren. Diese Haushalte müssten sich beispielsweise eine Wärmepumpe oder andere zusätzliche Verbraucher zulegen. Haben diese Studien das zusätzliche Problem mit der Spitzenkappung unterschätzt?
Mehr Eigenverbrauch verbessert die Wirtschaftlichkeit einer Photovoltaikanlage. Das sehen wir auch in unseren Berechnungen.
Besonders bei Nulleinspeisung ist der Eigenverbrauch entscheidend, weil es keine alternative Verwertung für überschüssigen Solarstrom mehr gibt.
Kommen bei unserem Referenzbeispiel zur Zehn-Kilowatt-Anlage mit Zehn-Kilowattstunden-Speicher eine Wärmepumpe und ein Elektrofahrzeug hinzu, reduziert sich die Amortisationsdauer der Erzeugungsanlage von 25 auf 15 Jahre. Diese Gerätekombination findet sich bisher jedoch nur in einem sehr kleinen Teil der Haushalte.
Möglichst hoher Eigenverbrauch hilft also gegen beides – gegen den Wegfall der Einspeisevergütung und gegen die Kappung der Einspeisespitzen?
Die Wirtschaftlichkeit privater Photovoltaik hängt künftig sehr stark von der Höhe des Strombedarfs ab. Außerdem wird die Nutzung eines Batteriespeichers faktisch zur Voraussetzung, um Solarstrom wirtschaftlich erzeugen zu können.
Für energiesparsame Haushalte wird es hingegen schwieriger, eine Amortisationsdauer der Photovoltaikanlage von unter 20 Jahren zu erreichen.
In der Folge wird private Photovoltaik voraussichtlich deutlich kleiner dimensioniert oder teilweise gar nicht installiert. Die Teilhabe an der Energiewende wird damit stärker an eine hohe Kapitalausstattung und einen hohen Stromverbrauch der Haushalte gekoppelt.
Als Alternative zum Wegfall der Einspeisevergütung und der Kappung der Solarspitzen raten das Wirtschaftsministerium und große Energieverbände wie der BDEW, den Strom künftig direkt an der Börse vermarkten zu lassen. Was halten Sie von dem Vorschlag?
Bei der angesprochenen Direktvermarktung ist die Vergütung des eingespeisten Solarstroms an den schwankenden Strompreis an der Börse gekoppelt. Dieses Preissignal kann grundsätzlich eine sinnvolle Erweiterung für ein flexibleres Stromsystem sein. Voraussetzung dafür ist aber, dass eine Direktvermarktung mit standardisierten Prozessen und zu akzeptablen Kosten großflächig verfügbar ist.
Genau daran fehlt es derzeit bei kleinen Photovoltaikanlagen noch. Unsere Berechnungen zeigen, dass die ungeförderte Direktvermarktung für kleine Anlagen aktuell keine gleichwertige Alternative zur festen Einspeisevergütung darstellt.
Im erwähnten Referenzbeispiel würden sich jährliche Erlöse aus der Vermarktung von rund 250 Euro ergeben. Dem stehen rund 160 Euro an Kosten für den Direktvermarkter gegenüber, sodass nur ein Überschuss von etwa 90 Euro verbliebe.
Das reicht nicht aus, um die zusätzlichen Kosten für die nötigen digitalen Zähler und die Steuerungseinrichtung zu decken, geschweige denn, um die Investitionskosten zu begleichen.
Kleinere Anlagen werden benachteiligt.
Ja. Größere Solaranlagen sind künftig weiterhin zusätzlich zum Börsenstrompreis über die Marktprämie abgesichert. Anlagen bis 25 Kilowatt sollen ihren Überschussstrom dagegen ungefördert zum Börsenstrompreis verkaufen und die hohen Kosten der Direktvermarktung tragen. Das schlägt sich in einer verlängerten Amortisationsdauer nieder.
Wenn der Solarhaushalt das aus Überzeugung in Kauf nähme, wie würde er seinen Strom dann im Netz los?
Es gibt weitere Hürden: Für die Direktvermarktung braucht es ein intelligentes Messsystem, das in Deutschland bislang jedoch lediglich rund sechs Prozent aller Messstellen ausmacht.
Außerdem sind die Erlöse für die nötigen Dienstleister bislang zu gering, um attraktive Angebote für die Direktvermarktung kleinerer Photovoltaikanlagen zu entwickeln. Die Zahl der Direktvermarkter ist entsprechend klein.
In Deutschland sind seit Jahren sogenannte Aggregatoren unterwegs. Die bieten an, eine Solaranlage zu finanzieren, den Strom abzunehmen, zu bündeln und zum Nutzen der Solarhaushalte wie zu ihrem eigenen zu verkaufen. Können solche Modelle nicht den Verlust der Einspeisevergütung und die Spitzenkappung ausgleichen?
Solche Geschäftsmodelle können ein wichtiger Baustein sein. Aggregatoren können viele kleine Anlagen bündeln, Speicher und flexible Verbraucher einbinden und dadurch die Kosten für die Vermarktung des Stroms senken.
Für das Geschäftsmodell sind allerdings weitere Elemente entscheidend: Verdient wird dort in der Regel nicht allein an der Vermarktung kleiner Photovoltaiküberschüsse, sondern an einem größeren Paket aus Anlagenfinanzierung, Stromtarif, Energiemanagement, Batteriespeicher, Softwareplattform und Flexibilitätsvermarktung.
Wer davon profitieren möchte, muss sich häufig auf ein geschlossenes Anbieter-"Ökosystem" einlassen.
Eine einzelne kleine Photovoltaikanlage, die "nur" ihren Strom loswerden will, ist für solche Anbieter nicht interessant genug?
Auch Aggregatoren müssen mit denselben schwankenden Börsenstrompreisen, geringen Einspeisemengen kleiner Anlagen und Kosten für Messung und Steuerung umgehen. Hinzu kommt, dass ein Aggregator nur den Strom vermarkten kann, der überhaupt eingespeist werden darf.
Damit Direktvermarktung für kleine Photovoltaikanlagen sinnvoll wird, sind verschiedene Dinge unverzichtbar: standardisierte Prozesse, Mess- und Steuertechnik, geringe Fixkosten sowie eine faire regulatorische Absicherung.
Weil so wenige Haushalte über Smart Meter verfügen, die für eine Direktvermarktung des privaten Stroms notwendig sind, ist als Zwischenlösung die sogenannte Marktwertdurchleitung des Solarstroms im Gespräch. Worum geht es da?
Der Referentenentwurf beschreibt die Marktwertdurchleitung als befristete Übergangslösung. Sie soll kleineren Photovoltaikanlagen eine Vergütung ihres eingespeisten Stroms ermöglichen, solange die Direktvermarktung und die dafür nötige digitale Infrastruktur nicht ausreichend verfügbar sind.
Bei dieser Option sollen die Haushalte den Jahresmarktwert ihres eingespeisten Solarstroms erhalten, abzüglich der Vermarktungskosten der Übertragungsnetzbetreiber.
Diese Variante ist allerdings zeitlich begrenzt: Sie endet spätestens nach dem Einbau eines intelligenten Messsystems und einer Steuerungseinrichtung oder maximal zweieinhalb Jahre nach Inbetriebnahme der Photovoltaikanlage.
Außerdem soll sie nur für bestimmte neue Kleinanlagen und voraussichtlich bereits ab 2028 nur noch für Anlagen unter zehn Kilowatt gelten.
Die Debatte um die Solarstromförderung verschärft sich derzeit, weil die Zahl der Stunden mit negativen Strompreisen ansteigt – von 260 Stunden 2023 auf rund 550 im letzten Jahr. Gibt es dafür bessere Lösungen als die Spitzenkappung?
Negative Strompreise und Netzengpässe sind reale Herausforderungen. Aber daraus folgt nicht, dass Solarstrom vom Dach pauschal abgeschnitten werden sollte.
Unsere Studie zeigt, dass Abregelung keine Flexibilität ersetzt. Wenn CO2-freier Solarstrom ungenutzt bleibt, wird das Stromsystem nicht automatisch systemdienlicher – sondern es wird schlicht weniger erneuerbarer Strom genutzt.
Mit Blick auf die Klimaziele kann es sich Deutschland nicht leisten, dass private Photovoltaikanlagen kleiner dimensioniert oder gar nicht gebaut werden.
Dies wäre allerdings eine konkrete Folge der bisher bekannten Neuregelungen des EEG 2027. Private Investitionen würden genau in dem Segment ausgebremst, das bisher wesentlich zur Energiewende beigetragen hat.
Was wäre die Alternative?
Sinnvoller wäre es, Flexibilität gezielt zu ermöglichen und wirtschaftlich attraktiv zu machen. Dazu gehören Batteriespeicher, die nicht nur den Eigenverbrauch erhöhen, sondern Solarstrom zeitlich verschieben und abends oder nachts wieder ins Stromnetz einspeisen können.
Auch dynamische Stromtarife, steuerbare Verbraucher wie Wärmepumpen und Elektroautos sowie eine Direktvermarktung, die für kleine Anlagen standardisiert, automatisiert und zu akzeptablen Kosten funktioniert, würden helfen.
Solche Instrumente würden Flexibilität zu einem Geschäftsmodell machen, statt Stromüberschüsse einfach abzuschneiden.
Wie beurteilt denn Herr Buchholz die Wirtschaftlichkeit dieses Vermarktungsmodells - auch vor dem Hintergrund, dass beide Parteien für die Umsetzung Smart Meter benötigen und die Stadtwerke/Verteilnetzbetreiber aktuell damit noch nicht umgehen können?
Entscheidend ist, dass beim Energy Sharing der Strom über das öffentliche Netz geteilt und die Veräußerung des Solarstroms über die Direktvermarktung erfolgt. Es gelten dabei dieselben Anforderungen an Messung, Bilanzierung und Marktkommunikation. Wie Sie selbst bereits ansprechen: Beide Seiten brauchen dafür ein intelligentes Messsystem (/Smart Meter) und Ende 2025 waren erst 5,5 % aller Messlokationen damit ausgestattet. Viele Verteilnetzbetreiber haben zudem bereits signalisiert, dass sie die Abwicklung noch nicht leisten können.
Für Anlagenbetreibende kann Energy Sharing durchaus attraktiv sein, weil sich damit in manchen Fällen höhere Erlöse erzielen lassen als in der ungeförderten Direktvermarktung. Wie wirtschaftlich dieses Modell zukünftig ist, hängt aber von individuellen Rahmenbedingungen ab.