FAQ zur Energierechtsnovelle zur Vermeidung von Stromspitzen und zum Biomassepaket

Die Genehmigung für das Biomassepaket wurde von der Europäischen Kommission am 18. September 2025 erteilt. Der Ausschreibungstermin am 1. Oktober kann somit unter der neuen Rechtslage mit deutlich angehobenem Ausschreibungsvolumen, Priorisierung von Anlagen mit Wärmeversorgung sowie verbesserten Anreizen zur Flexibilisierung stattfinden.

Die Beihilfegenehmigung für die Energierechtsnovelle zur Vermeidung von Stromspitzen liegt noch nicht vor.

Insbesondere folgende Regelung stehen unter Beihilfevorbehalt:

• Bonus-Regelung für Betreiber von Bestandsanlagen, die freiwillig bereits nach der verschärften Regelung des neuen § 51 EEG 2023 bei negativen Preisen abregeln und die neue Kompensationsregel des § 51a Absatz 2 EEG 2023 in Anspruch nehmen wollen (§ 100 Absatz 47)
• Pauschaloption zur einfacheren Abgrenzung von EE-Strom in Speichern bei Anlagen bis 30 Kilowattstunden (kW) in der Direktvermarktung

• Einheitliche und einfach umsetzbare Anforderungen an Direktvermarktungsnachweise: Netzbetreiber sind verpflichtet, innerhalb eines Jahres ab Inkrafttreten des Gesetzes einheitliche und einfach umsetzbare Anforderungen an den Nachweis zur Einhaltung der Direktvermarktungsvorgaben nach § 10b EEG 2023 durch den Anlagenbetreiber oder den Direktvermarkter abzustimmen und dabei die Nachweisführung massentauglich zu gestalten.
• MaLo-ID muss schnell zur Verfügung gestellt werden: Netzbetreiber müssen innerhalb von vier Wochen, nachdem sich der Netzbetreiber und der Anschlussbegehrende auf einen Verknüpfungspunkt geeinigt haben, dem Anschlussbegehrenden eine alphanumerische Bezeichnung (sogenannte Marktlokations-ID, MaLo-ID) des Ortes der Messung, der Entnahme und der Einspeisung von Energie mitteilen.
• Frist zum Nachweis der Erfüllung der Vorgaben aus der Direktvermarktung wird praxisnäher gestaltet: Für Anlagen, die neu an der Direktvermarktung teilnehmen, muss die Pflicht zum Nachweis der Erfüllung der Vorgaben aus der Direktvermarktung nicht vor dem Beginn des zweiten auf die erstmalige Einspeisung der Anlage folgenden Kalendermonats erfüllt werden. Demnach gilt weiterhin dieselbe Frist, wobei der Fristbeginn künftig mit der erstmaligen Einspeisung statt der Inbetriebnahme ausgelöst wird. Mit der Änderung werden insbesondere solche Situationen berücksichtigt, in denen aus nicht von dem Errichter der Anlage zu vertretenden Gründen die erstmalige Einspeisung nach Inbetriebnahme der Anlage sich derart verzögert, dass der Anlagenbetreiber den Nachweis bereits erbringen muss, obwohl die Anlage noch nicht erstmalig eingespeist hat. Daher wird für den Fristbeginn künftig nicht mehr auf die Inbetriebnahme, sondern auf die erstmalige Einspeisung abgestellt.
• Neue Frist für den Nachweis der Fernsteuerbarkeit: Zudem wird eine zweite Frist zum Nachweis der Fernsteuerbarkeit eingeführt, wonach die Vorgaben aus der Direktvermarktung in § 10b Absatz 1 Satz 1 EEG 2023 nicht vor dem Beginn des zweiten auf die Meldung des Direktvermarktungsunternehmens an den Netzbetreiber zur Übernahme der Vermarktung folgenden Kalendermonats erfüllt werden muss. Von dieser Frist sollen bestehende Anlagen profitieren, die erstmals in die Direktvermarktung wechseln, bei denen der Betreiber oder das Direktvermarktungsunternehmen wechselt oder ein erneuter Test der Abrufbarkeit der Ist-Einspeisung und der Fernsteuerbarkeit aufgrund einer Anlagenerweiterung notwendig wird. Mit der zweiten Frist wird den Anlagenbetreibern in solchen Fällen hinreichend Zeit für den Nachweis der Erfüllung der Vorgaben eingeräumt und verhindert, dass der Nachweis bereits ab der „ersten Sekunde“ der (neuen) Direktvermarktung vorliegen muss.
• Digitale EEG-Endabrechnung: Es besteht zukünftig ein Anspruch auf eine digitale EEG-Endabrechnung, der dem Anlagenbetreiber oder bei Abtretung auch Dritten, zum Beispiel Direktvermarktern, zusteht (vgl. § 26 Absatz 3 EEG 2023).

• Bis Ende 2027 ist bei der Direktvermarktung auch andere Kommunikationstechnik zulässig: Die Pflicht des Anlagenbetreibers, ab Einbau eines intelligenten Messsystems die Abrufbarkeit der Ist-Einspeisung und die Fernsteuerbarkeit durch das Direktvermarktungsunternehmen über die Nutzung eines Smart-Meter-Gateways sicherzustellen, wird für eine Übergangszeit bis zum 1. Januar 2028 ausgesetzt (§ 10b Absatz 2 EEG 2023). Dies verschafft Anlagenbetreibern und Direktvermarktungsunternehmen Zeit, um ihrerseits eine Steuerung über Smart-Meter-Gateways vollumfänglich und massentauglich umzusetzen.
• Weitere Informationen zum Einsatz von Smart-Metern und Smart-Meter-Gateways finden Sie auf dieser Seite zu den intelligenten Messsystemen.

Anlagen mit älteren Wechselrichtern, bei denen keine Einrichtungen zur mehrstufigen oder stufenlosen Steuerung und nur eine vollständige ferngesteuerte Abschaltung möglich ist, können ebenfalls an der Direktvermarktung teilnehmen. Es wurde geregelt, dass auch diese Anlagen die Anforderungen der Fernsteuerbarkeit erfüllen (vgl. § 10b Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 Buchstabe b EEG 2023).

Verstößt der Anlagenbetreiber gegen die Pflichten aus den Vorgaben der Direktvermarktung in § 10b EEG 2023, löst dies auch weiterhin eine Pönale aus. Anlagenbetreiber müssen an den Netzbetreiber gemäß § 52 Absatz 1 Nummer 4 EEG 2023 eine Zahlung leisten.

Neu hinzugekommen ist, dass Direktvermarktungsunternehmen künftig verpflichtet sind, Anlagenbetreiber bei Pflichtverstößen anzumahnen und dem zuständigen Netzbetreiber mitzuteilen, falls Anlagenbetreiber der Aufforderung nicht innerhalb von 4 Wochen nachkommen (§ 10b Absatz 6 Nummer 2 EEG 2023). Hierdurch wird Anlagenbetreibern die Chance gegeben, den Pflichtverstoß frühzeitig zu beheben. Gleichzeitig stellt die Mitteilungspflicht der Direktvermarkter sicher, dass die Netzbetreiber auch tatsächlich Kenntnis von Pflichtverstößen erhalten.

Zudem muss der Netzbetreiber künftig bei einem schweren (d.h. andauernden oder wiederholten) Verstoß eines Anlagenbetreibers gegen die Vorgaben aus der Direktvermarktung gemäß § 10b EEG 2023 die Anlage vom Netz trennen oder die Einspeisung durch sonstige Maßnahmen unterbinden (§ 52a EEG 2023). Diese Maßnahme kann erst nach vorheriger Anmahnung der Beseitigung des Pflichtverstoßes mit Fristsetzung durch den Netzbetreiber gegenüber dem Anlagenbetreiber erfolgen. Weist der Anlagenbetreiber nach, dass er die Pflichtverletzung behoben hat, so wird die Anlage wieder ans Netz angeschlossen.

Diese mit dem Gesetz vorgenommenen Verschärfungen der Rechtsfolgen bei einem Verstoß gegen die Vorgaben der Direktvermarktung nach § 10b EEG 2023 stellen sicher, dass zukünftig die für die Vermeidung temporärer Stromspitzen zentralen Anforderungen an die Sicht- und Steuerbarkeit von Anlagen eingehalten werden. Sie sind verhältnismäßig vor dem Hintergrund, dass die Systemintegration der EE-Anlagen Voraussetzung dafür ist, das Stromsystem dauerhaft sicher zu betreiben.

Die maximale Einspeisung am Netzverknüpfungspunkt von Neuanlagen in der Einspeisevergütung mit einer installierten Leistung von mehr als 2 Kilowatt und weniger als 100 Kilowatt wird vorübergehend auf 60% ihrer maximalen Wirkleistung begrenzt, bis ein intelligentes Messsystem (bestehend aus einer modernen Messeinrichtung als digitaler Zähler und dem Smart-Meter-Gateway (SMGW) als Kommunikationseinheit) und eine Steuerungseinrichtung (zusätzliche Steuerbox oder in das SMGW integrierte Steuerungseinheit) im Sinne des § 29 Absatz 1 Nummer 2 MsbG installiert sind und die Anlage vom Netzbetreiber erstmalig erfolgreich auf Ansteuerbarkeit über die neu eingebaute Technik getestet wurde.

Die Einführung der 60%-Einspeisebegrenzung dient der Netzstabilität, da viele kleine Anlagen oft gleichzeitig Strom einspeisen. In Zeiten geringer Stromnachfrage kann dadurch ein Überangebot entstehen, das das Stromsystem belastet.

Ein intelligentes Messsystem und eine Steuerungseinrichtung soll nach erfolgreicher Testung auf Ansteuerbarkeit durch den Netzbetreiber künftig die Einspeisung regeln können, wenn im Netz Probleme drohen. Bis das im Einzelfall umgesetzt ist, greift die pauschale Begrenzung der Einspeiseleistung auf 60%.

Sofern die Neuanlage in der Einspeisevergütung jedoch eine installierte Leistung ab 25 Kilowatt und von weniger als 100 Kilowatt hat, muss diese Neuanlage neben der Begrenzung der 60%-Einspeisebegrenzung zusätzlich die Fernsteuerbarkeit durch den Netzbetreiber mittels Übergangstechnik (z. B. Steuerung per Rundsteuerempfänger) am Netzverknüpfungspunkt sicherstellen, bis das o.g. intelligente Messsystem und Steuerungseinrichtung eingebaut und vom Netzbetreiber erfolgreich auf Ansteuerbarkeit getestet wurde.

Von dieser Regelung nicht betroffen sind:

• Steckersolargeräte mit einer installierten Leistung von insgesamt bis zu zwei Kilowatt und mit einer Wechselrichterleistung von insgesamt bis zu 800 Voltampere, die hinter der Entnahmestelle eines Letztverbrauchers betrieben werden, und
• alle PV-Bestandsanlagen, die vor dem Inkrafttreten dieses Gesetzes bereits in Betrieb genommen wurden.
• Alle PV-Anlagen, die bereits regelfähig sind, wie zum Beispiel Anlagen ab 100 kW in der Direktvermarktung
• Anlagen, die dauerhaft nicht in das Netz einspeisen, sog. „Nulleinspeisung“.

Die Begrenzung der Einspeiseleistung erfolgt nur für den Zeitraum, in dem die Anlage am Netzverknüpfungspunkt über 60 Prozent  der installierten Leistung ins Stromnetz einspeist. Dies kann vor allem in sonnenreichen Mittagsstunden der Fall sein. Dieses Phänomen tritt eher in den Sommermonaten auf. Nicht betroffen von der Regelung ist der Strom, der für den Eigenverbrauch genutzt wird.

Anlagen ohne Südausrichtung oder mit mehreren Dachausrichtungen (zum Beispiel Ost-West) haben geringere Einspeiseverluste, da die Erzeugung anders über den Tag verteilt ist und niemals gleichzeitig alle Solarmodule die volle Leistung erbringen. Auch durch Speicher, optimierten Eigenverbrauch in Stunden hoher Erzeugung (zum Beispiel durch den Betrieb einer Waschmaschine oder das Laden eines Elektroautos) oder die Nutzung eines Energiemanagementsystems können Einspeiseverluste verringert werden. Bei einer Südausrichtung ohne Batteriespeicher betragen die durchschnittlichen jährlichen Einspeiseverluste bei Volleinspeisung maximal rund neun Prozent, während es bei Ost- oder West-Anlagen maximal etwa fünf Prozent und bei Ost-West-Anlagen rund ein Prozent sind. Bei anteiliger Nutzung des erzeugten Stroms oder Nutzung eines intelligent betriebenen Speichers sind die Verluste geringer. In der folgenden Grafik wird sichtbar, dass die Einspeiseverluste unter Nutzung eines Speichers auf maximal rund 3 Prozent reduziert werden können:

Bild vergrößern: Grafik mit Balkendiagramm zu Abregelungsverlusten bei PV-Anlagen.

Im Strommarkt hat die Anzahl negativer Preise zuletzt stark zugenommen. Negative Preise entstehen immer dann, wenn die Menge des in das öffentliche Netz eingespeisten und am Strommarkt angebotenen Stroms den zeitgleich erfolgenden Stromverbrauch übersteigt. Mit einem Anteil der erneuerbaren Energien im Strombereich von mehr als 50 Prozent wird es daher zunehmend erforderlich, dass auch die erneuerbaren Energien ihren Beitrag für einen Ausgleich von Angebot und Nachfrage am Strommarkt leisten.

Dazu gehört, dass EE-Neuanlagen den unmittelbaren Preissignalen ausgesetzt werden, damit sie auch auf diese reagieren. Insbesondere sollten sie in Zeiten negativer Preise bereits aus wirtschaftlichen Erwägungen davon absehen, Strom in das öffentliche Netz einzuspeisen. So kann das Auftreten temporärer Stromspitzen reduziert werden. Mit der aktuellen Änderung wird der ohnehin gesetzlich vorgesehene schrittweise Ausstieg aus der Förderung von Anlagen in Zeiten negativer Spotmarktpreise vorgezogen. Dadurch wird für Neuanlagen in der Einspeisevergütung, die mit einem intelligentem Messsystem ausgestattet sind, und Neuanlagen in der Direktvermarktung ein Anreiz geschaffen, in Zeiten negativer Preise nicht einzuspeisen und stattdessen den Strom intelligent für den Eigenverbrauch oder die Speicherung zu nutzen. Mit der Umstellung der Strombörse auf die Viertelstundenvermarktung gilt dies künftig bereits für Zeiträume von 15 Minuten mit negativen Preisen (§ 51 EEG 2023).

Die Zeiten negativer Preise werden mittels einer Kompensationsregelung an den Förderzeitraum nach § 51a EEG 2023 angehängt (siehe auch 3.3).

Anlagen im Sinne des EEG mit einer installierten Leistung von 100 kW oder mehr, die nach Inkrafttreten des Gesetzes in Betrieb genommen oder in einer Ausschreibung bezuschlagt wurden, werden von der Neuregelung immer erfasst.

Für Neuanlagen mit einer installierten Leistung zwischen zwei und weniger als 100 Kilowatt, die ab dem Inkrafttreten des Gesetzes in Betrieb genommen werden, ist eine Übergangsregelung vorgesehen. Für diese Anlagen entfällt die Vergütung in Zeiten negativer Spotmarktpreise erst ab dem Jahr nach dem Einbau eines intelligenten Messsystems.

Neuanlagen mit einer installierten Leistung von weniger als zwei  kW werden zunächst nicht unmittelbar erfasst, sondern erst sobald die Bundesnetzagentur eine Festlegung zu den Bedingungen für Kleinanlagen getroffen hat, wenn die technische Ausstattung dieser Anlagen und die Abrechnungsprozesse der Netzbetreiber hinreichend massengeschäftstauglich und digitalisiert sind, um eine Anwendbarkeit des § 51 bei diesen Anlagen mit angemessenem Aufwand abzubilden.

Bestandsanlagen, d.h. Anlagen die vor Inkrafttreten des Gesetzes in Betrieb genommen oder in einer früheren Ausschreibung bezuschlagt worden sind, werden von der Regelung nicht erfasst. Für diese Anlagen gilt weiterhin § 51 EEG in der vorherigen Fassung.

Die Ertragsausfälle von PV-Anlagenbetreibern zu Zeiten negativer Preise, die innerhalb des regulären Förderzeitraums von 20 Jahren auftreten, werden jetzt durch eine geänderte Regelung besser kompensiert. Die bisherige Regelung lief für PV-Anlagen oft ins Leere, weil das schlichte Anhängen von Zeiträumen zum Beispiel im Winter keine angemessene Kompensation ermöglichte. PV-Anlagen erzeugen Strom nur tagsüber und weitgehend im Frühjahr, Sommer und Herbst. Der Grundansatz der neuen Kompensationsregel ist, dass im Fall von PV-Anlagen die Zeiten negativer Preise unter Berücksichtigung des über das Jahr schwankenden durchschnittlichen Ertragspotenzials der Anlagen an den Förderzeitraum angehängt werden. Die ermittelten anzuhängenden Viertelstunden werden entsprechend einer durchschnittlichen Ertragsverteilung für PV-Anlagen auf die Monate verteilt. Im Winter, Frühjahr und Herbst werden entsprechend längere Zeiträume als im Sommer angehängt. So können die Zeiten negativer Preise realistisch nachgeholt werden.

Zu beachten: Die für eine Anwendung der Bonusregelung notwendige beihilferechtliche Genehmigung der Europäischen Kommission steht noch aus.

Betreiber von Bestandsanlagen können für den eingespeisten Strom aus ihrer EE-Anlage einen Bonus erhalten, wenn die strengeren Regelungen zum Aussetzen der Vergütung bereits ab der ersten Viertelstunde negativer Preise (§ 51 EEG 2023, siehe Frage 4.1) aber auch die neue Kompensationsregelung (§ 51a EEG 2023, siehe Frage 4.3) anwendbar sein sollen.

Die Anlagenbetreiben können dies in Textform dem zuständigen Netzbetreiber mitteilen.

Die Erklärung kann mit Wirkung frühestens zum Ablauf des Kalenderjahres, in dem die Anlage mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wird, abgegeben werden. Nach Wirksamwerden der Erklärung wird der Bonus für Einspeisungen der Anlage in Zeiten positiver Strompreise ausgezahlt, indem der anzulegende Wert für die Anlage um 0,6 Cent pro Kilowattstunde angehoben wird.

Um temporären Stromspitzen präventiv zu begegnen, ist der Übertragungsnetzbetreiber berechtigt und verpflichtet, die fernsteuerbaren Anlagen in der Einspeisevergütung erzeugten Strommengen preislimitiert am Day-Ahead-Markt zu vermarkten und die Wirkleistungseinspeisung dieser Anlagen in Höhe der am Day-Ahead-Markt gegebenenfalls unverkauft gebliebenen Strommengen zu reduzieren. Dadurch wird die bisher notwendige Vermarktung dieser Strommengen auch zu stark negativen Preisen vermieden. Voraussetzung hierfür ist, dass die Anlagen auch wirklich verlässlich abgeregelt werden können. Im Fall einer Abregelung von fernsteuerbaren Neuanlagen in der Einspeisevergütung muss der Netzbetreiber auch keine entgangene Vergütung entschädigen, denn bei Neuanlagen besteht zu Zeiten negativer Preise kein Vergütungsanspruch mehr. Dem Anlagenbetreiber ist es aber natürlich unbenommen, den Strom bei negativen Preisen selbst zu verbrauchen oder in einen Speicher umzuleiten.

Im Fall der Abregelung von fernsteuerbaren Bestandsanlagen in der Einspeisevergütung erhält der Anlagenbetreiber einen finanziellen Ausgleich, insbesondere die ihm durch die Abregelung entgangenen Einnahmen.

In diesem Falle sind die Übertragungsnetzbetreiber als Systemverantwortliche berechtigt und verpflichtet, eine Gefährdung oder Störung des Elektrizitätsversorgungssystems durch bestimmte Maßnahmen zu beseitigen. Hierfür fordern sie die Verteilnetzbetreiber auf, die an ihr Netz angeschlossenen Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von Energie abzuregeln. Die Verteilnetzbetreiber müssen im Rahmen ihres eigenen Zuständigkeitsbereichs auch selbstständig die Sicherheit und Zuverlässigkeit der Elektrizitätsversorgung gewährleisten sowie zu diesem Zweck ggf. Abregelungen vornehmen. Dafür müssen die Netzbetreiber (ÜNB und VNB) – als Spiegelbild der Ansteuerbarkeit der Anlagen – jederzeit fähig sein, Energieanlagen zu steuern. Um dies sicherzustellen, wird mit Inkrafttreten der Regelung eine jährliche Testpflicht der Steuerungsfähigkeit der Netzbetreiber eingeführt. Für Anlagen mit einer Nennleistung unter 100 Kilowatt besteht diese Testverpflichtung erst ab 2026.

Die Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen auf ihrer Internetseite bis zum 25. April 2025 Leitlinien für die Testabläufe in Abhängigkeit von der Anlagengröße, der Spannungsebene und den unterschiedlichen technischen Einrichtungen, die zum Abruf der Ist-Einspeisung und zur Steuerung genutzt werden. Ebenfalls enthalten die Leitlinien Informationen zur Erfassung, Aufbereitung und Weiterleitung der Daten, insbesondere im Hinblick auf den zeitlichen Ablauf. Die Tests selbst können entweder während einer ohnehin im Rahmen des Redispatch durchzuführenden Anpassung oder außerhalb davon erfolgen.

Durch die Weiterleitung der Informationen erhalten die vorgelagerten Netzbetreiber, bis hin zum Übertragungsnetzbetreiber, genauere Kenntnis über die Steuerungsfähigkeit der nachgelagerten Netzbetreiber und die Steuerbarkeit des gesamten Anlagenparks in der jeweiligen Netzregion. Die Übertragungsnetzbetreiber führen alle Informationen jährlich zu einem Gesamtbericht zusammen und können damit eine Bewertung für Deutschland vornehmen. Der Gesamtbericht ermöglicht als Datengrundlage, Maßnahmen bei Fehlverhalten von Netzbetreibern und Anlagenbetreibern einzuleiten und abzustimmen. Eine über die Testung der Steuerbarkeit hinausgehende, umfangreiche Prüfung der Anlagen im Sinne eines sog. „Anlagen-TÜVs“ erfolgt hingegen nicht. Bestehende Verfahren zur Überprüfung der technischen Sicherheit von Energieanlagen, insbesondere nach der Verordnung (EU) 2016/631 (RfG-Verordnung) oder der Elektrotechnische-Eigenschaften-Nachweis-Verordnung (NELEV), bleiben unberührt.

Mit der Änderung in § 3 Nummer 42a EEG 2023 wird in der Begriffsbestimmung zum Spotmarktpreis die Umstellung der von den Strombörsen in den vortägigen Auktionen am Day-Ahead-Markt (sogenannte Day-Ahead-Auktionen) gehandelten, für die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung (sogenannte Single Day Ahead Coupling, kurz SDAC) maßgeblichen Stromprodukte von bisher Stundenkontrakten auf Viertelstundenkontrakte nachvollzogen. Durch die anstehende Umstellung an den Strombörsen wird zukünftig nur noch ein Strompreis für Viertelstundenkontrakte in den Day-Ahead-Auktionen als gekoppelter Wert der Orderbücher aller Strombörsen in der Preiszone für Deutschland ermittelt werden.

Hieraus ergibt sich ein zwingender Anpassungsbedarf in der Begriffsbestimmung zum Spotmarktpreis im EEG 2023, der bisher auf den gekoppelten Strompreis für Stundenprodukte Bezug nimmt. Dies macht Folgeanpassungen in Regelungen, die den Spotmarktpreis als Referenzwert berücksichtigen, erforderlich, so zum Beispiel in den Vorgaben zur Ermittlung der für die Förderung maßgeblichen Monats- und Jahresmittelwerte sowie im Zusammenhang mit den §§ 51, 51a EEG 2023. Da die Umstellung der an den Strombörsen in den Day-Ahead-Auktionen gehandelten Produkte nach aktuellem Stand für Juni 2025 geplant ist, kommt es zu einer unterjährigen Anpassung der Regelungen. Hierdurch werden für 2025 ausführliche Übergangsbestimmungen erforderlich, die eine echte Rückwirkung im Sinne eines materiellen Eingriffs in bereits abgeschlossene Tatbestände verhindern.

Für die Förderung von EE-Strom in Verbindung mit Speichern stehen zukünftig drei Optionen zur Vergütung:

• Bei der Ausschließlichkeitsoption, die auch in der Vergangenheit schon anwendbar war, wird der Speicher innerhalb eines Kalenderjahres ausschließlich mit gleichartigem erneuerbarem Strom geladen und der Anlagenbetreiber kann diesen vergütet durch die Einspeisevergütung oder durch die Marktprämie in das öffentliche Netz einspeisen. Ein Netzstrombezug des Speichers wird technisch unterbunden. Alternativ dazu kann der Stromspeicher so betrieben werden, dass die Einspeisung von Strom aus dem Speicher in das öffentliche Netz technisch unterbunden wird. Bei dieser Betriebsweise kann im Speicher sowohl „grüner“ Strom von der eigenen EE-Anlage als auch „grauer“ Strom aus dem Netz gespeichert werden. Eine Förderung für zwischengespeicherten Strom kann nicht in Anspruch genommen werden.
• Bei der Abgrenzungsoption wird der förderfähige erneuerbare Strom messtechnisch abgegrenzt. Innerhalb eines Kalenderjahres werden die förderfähigen Strommengen basierend auf einer anteiligen Betrachtung mit der Marktprämie vergütet.
• Bei der neuen Pauschaloption wird der förderfähige Strom pauschal bestimmt und nicht messtechnisch abgegrenzt. Dadurch reicht ein Zweirichtungszähler aus. Abhängig von der tatsächlichen Netzeinspeisung kann die Marktprämie pauschal für eine Netzeinspeisung von bis zu 500 Kilowattstunden je installierte Kilowattpeak für ein Kalenderjahr in Anspruch genommen werden. Die Pauschaloption ist nur bei Solaranlagen mit einer installierten Leistung bis 30 Kilowattpeak und nur in der Direktvermarktung anwendbar.

Hinweis: Die Pauschaloption steht unter dem Vorbehalt der beihilferechtlichen Genehmigung durch die Europäische Kommission und wird daher erst nach Erhalt dieser Genehmigung anwendbar sein.

Die beiden neuen Speicher-Optionen, d.h. zur Abgrenzungsoption und zur Pauschaloption, können erst angewendet werden, wenn die Bundesnetzagentur zu den Details der Anwendungsregeln eine Festlegung erlassen hat. Außerdem steht die Pauschaloption noch unter dem Vorbehalt der beihilferechtlichen Genehmigung durch die Europäische Kommission.

Netzbetreiber müssen innerhalb von vier Wochen, nachdem sich der Netzbetreiber und der Anschlussbegehrende auf einen Verknüpfungspunkt geeinigt haben, dem Anschlussbegehrenden eine alphanumerische Bezeichnung (sogenannte Marktlokations-ID, MaLo-ID) des Ortes der Messung, der Entnahme und der Einspeisung von Energie mitteilen.

Mit der Neuregelung ist es ab sofort möglich, dass sich ein Anlagenbetreiber bei der Wahl eines Netzverknüpfungspunktes auch für einen Netzverknüpfungspunkt entscheidet, der bereits von einer bestehenden Anlage genutzt wird. Da es in diesem Falle in aller Regel zu einer „Überbauung“ (die installierte Leistung übersteigt in Summe die vorhandene Leistung am Netzverknüpfungspunkt) kommt, ist eine flexible Netzanschlussvereinbarung abzuschließen. Damit wird das Recht des Netzanschlussbegehrenden auf „cable pooling“ unterstützt, wenn seitens des Netzbetreibers keine netzbetrieblichen Bedenken bestehen.