Solarinfarkt und Gasheizungsboom?

von Ralf Bischof, erschienen im SOLARZEITALTER 2-2024

Das tägliche Bombardement von Meldungen aus Medien und sogenannten sozialen Netzwerken lässt nicht wenige Zeitgenossen immer öfter ratlos zurück. Droht der Solarinfarkt durch ungesteuerte Solarstromanlagen? Werden private PV-Anlagen bei immer mehr Stunden mit negativen Preisen unwirtschaftlich – oder sogar verboten? Boomen Erdgaskessel statt Wärmepumpen? Oder soll man besser auf Fernwärme oder Wasserstoff für die Heizung warten? Ein paar Fakten zur Einordnung.

Solarinfarkt durch ungesteuerte Solarstromanlagen?

Nach Zahlen der Bundesnetzagentur sind im Oktober 2024 etwa 96 Gigawatt (GW) Solargeneratorleistung (peak, p) in Deutschland installiert1. Jeden Monat werden rund 1,5 GWp bzw. 1.500 MWp dazu gebaut.
In der Vergangenheit sind im Extremfall etwa 70% der installierten Generatorleistung als tatsächliche Leistung im Netz aufgetreten. Bald zu erwartende 100 GWp werden also rund 70 GW Netzeinspeisung entsprechen. Die minimale Nachfrage in Deutschland liegt jedoch nur bei rund 40 GW. An sonnigen Tagen mit schwacher Nachfrage wie etwa Ostern oder Pfingsten könnte also allein die Erzeugung aus PV-Anlagen den Verbrauch zeitweise deutlich überschreiten. Aufgrund des ebenfalls starken Ausbaus der Photovoltaik in unseren Nachbarländern ist der Export in solchen Situationen oft nicht mehr möglich. Auch die Speichermöglichkeiten sind begrenzt. Pumpspeicher und Großbatterien können momentan maximal 11 GW aufnehmen2. An flexiblen Lasten mangelt es ebenfalls. Droht also ein „Solarinfarkt“ – die Überlastung von Strommarkt und Stromnetz – wie viele Medien titelten?

Keineswegs. Unter anderem eine Studie für das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) zeigt, dass etwa zwei Drittel der Leistung aller PV-Anlagen steuerbar sind – auch wenn sie ihren Strom nicht direkt vermarkten. Bei Anlagen über 100 Kilowatt (kW) peak wurde die Fernsteuerung für das Einspeisemanagement bereits mit dem EEG 2009 eingeführt. Für Neuanlagen ab 100 kW gilt diese Anforderungen auch aufgrund der Direktvermarktungspflicht. Daneben müssen schon seit vielen Jahren Anlagen mit Generatorleistungen über 30 kW (ab 2012) bzw. 25 kW (ab 2021) durch den Netzbetreiber steuerbar sei – auch wenn sie eine feste Einspeisevergütung beziehen.

Nur rund ein Drittel der installierten Anlagen mit Nennleistungen unter 30 kWp – aktuell also etwa 30 bis 35 GWp – sind bisher nicht steuerbar. Gerade diese Anlagen weisen jedoch einen deutlich geringeren Effekt auf das Netz als der Durchschnitt aus. In extremen Fällen treten nur rund 50 % ihrer installierten Generatorleistung als tatsächliche Leistung im Netz auf, Tendenz fallend. Dies lässt sich sehr sicher sagen, denn die laut Hochrechnung eingespeiste Leistung von Solar- und Windenergieanlagen in der Einspeisevergütung wird von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) veröffentlicht3, genauso wie die installierte Leistung in Direktvermarktung.

Die Gründe für die geringere Netzbelastung durch Kleinanlagen sind vielfältig: Eigenbedarf, Heimspeicher, steuerbare Verbraucher wie Wallbox, Heizstab oder Wärmepumpe. Allein in den zwölf Monaten von Oktober 2023 bis Oktober 2024 wurden 3,2 GW Heimspeicher realisiert. Zudem weisen kleinere Anlagen auf Dächer eine breitere Verteilung hinsichtlich Neigung und Himmelsrichtung auf als Freiflächenanlagen. Viele Wechselrichter sind deswegen oder aufgrund der sog. 70 %-Regel deutlich kleiner als die Generatorleistung ausgelegt.

Geht man von rund 30 bis 35 GW peak ungesteuerten PV-Anlagen am Ende 2024 aus, so werden diese maximal 15 bis 18 GW in das Netz einspeisen. Dies liegt deutlich unter der Mindestlast in Deutschland und lässt genug Raum für andere Kleinanlagen sowie die notwendigen Must-run-Kraftwerke (Systemdienstleistungen, industrielle Kraftwärmekopplung). Die Menge der bestehenden PV-Anlagen mit fester Vergütung ist also keine Gefahr für das Stromsystem.

Tatsächlich Sorgen sollten uns zwei andere Umstände machen:
• Die Direktvermarktung hält nicht, was sie verspricht. Ein Großteil der Anlagen reagiert nicht auf die Marktpreise4. Die Übertragungsnetzbetreiber haben festgestellt, dass selbst an einem Tag mit mehrstündigen und extrem negativen Preisen im Jahr 2023 nur rund die Hälfte der 58 GW direktvermarkteten Windenergieanlagen abregelten5. Im Einzelfall mag es dafür Gründe geben (z. B. technische Ausfälle), in diesem Umfang aber nicht. Auch die als flexibel gepriesene Biomasse speist mehr oder weniger konstant ein, obwohl wir jedes Jahr über 200 Millionen Euro für den sogenannten Flexibilitätsbonus aufwenden6.
• Ferner ist nicht gesichert, wie viele der laut EEG steuerbaren Anlagen über 25 kW peak, die eine Einspeisevergütung erhalten, im Notfall tatsächlich durch die Netzbetreiber regelbar wären. Offenbar wurde diese bestenfalls einmal beim Einbau geprüft, sonst nie wieder. Warum viele Netzbetreiber so fahr-
lässig agieren ist unverständlich. Es fragt sich, ob Wirtschaftsprüfer hier die Wälzung der EEG-Zahlungen testieren dürfen, obwohl die Erfüllung der gesetzlichen Voraussetzungen nicht zweifelsfrei ist. Genauso stellt sich die Frage, ob die Bundesnetzagentur nicht prüfen muss, ob die betroffenen Verteilnetzbetreiber ihren Verpflichtungen zum sicheren Betrieb der Netze gerecht werden.

Nicht die Kleinanlagen ohne Steuerung sind also das Problem, sondern nach Gesetz steuerbare Anlagen, deren Steuerung durch Stromvermarkter oder Netzbetreiber im Zweifelsfall gar nicht stattfindet! Deshalb ist es umso unverständlicher, wenn selbst von Professoren und wissenschaftlichen Beratern des BMWK der Ruf nach mehr „Direktvermarktung“ anstatt „Einspeisevergütung“ als entscheidender Lösungsweg angepriesen wird. Und der vereinzelte Ruf nach einem Förderstopp für private Solaranlagen ist angesichts der Fakten nur noch abstrus zu nennen.

Neuanlagen müssen Beitrag bringen

Der Umkehrschluss ist allerdings nicht richtig. Die Probleme bezüglich Steuerbarkeit und Direktvermarktung großer Bestandsanlagen müssen zügig angegangen werden. Trotzdem müssen Vermarktung und Steuerbarkeit von kleinen PV-Anlagen verbessert werden.

Zum einen soll der Photovoltaik-Zubau auf 20 GWp pro Jahr wachsen und wären wie bisher ein Drittel dieser Anlagen bei Überangebot im Markt oder lokaler Netzüberlastung nicht steuerbar, so würde der heutige Sicherheitspuffer absehbar schnell aufgefressen. Zum anderen sollte der Zubau von Steckersolar- und anderen Kleinstanlagen weiterhin möglich sein.

Die Unterdrückung der Netzeinspeisung in Stunden mit Überangebot muss heute auch nicht mehr zum Verlust der Energie führen. Batteriespeicher sind so günstig geworden, dass kein finanzieller Nachteil zu erwarten ist. Der Strom kann gespeichert werden und teuren Netzbezug in den Morgen- und Abendstunden vermeiden. Im Winter kann die Batterie genutzt werden, um sie in Stunden mit großem Angebot von Windstrom zu günstigen Preisen aus dem Netz aufzuladen. Regulatorische Hürden für diesen Mischbetrieb sollen in Kürze behoben werden. Zudem können sommerliche Solar-
überschüsse auch sehr günstig mit Heizstäben für die Warmwasserbereitung genutzt werden und so Erdgas oder Erdöl einsparen. Auch Wallboxen und Wärmepumpen sind zeitlich steuerbar.

Im Zusammenhang mit dem Rollout von intelligenten Messystemen – den smarten Zählern – macht es Sinn, die Schwelle zur Steuerbarkeit von neuen PV-Anlagen bei 2 kWp statt bisher 7 kWp anzusetzen. Das entspricht der Generatorgröße mit der Steckergeräte (bis 800 Watt Wechselrichterleistung) noch sinnvoll ausgerüstet werden können. In jedem Fall sollten die typischen privaten Dachanlagen erfasst werden, von denen wir noch einige Millionen in Deutschland benötigen. Da diese ohnehin mit einem größeren Speicher unter die Regeln für steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach § 14a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) fallen, ist hier auch kein Doppelaufwand zu erwarten.

Smarte ÜNB-Vermarktung statt Direktvermarktung für Kleinanlagen

Nicht notwendig und gesamtwirtschaftlich auch nicht sinnvoll ist es, die Grenze für die Direktvermarktungspflicht von 100 kW zu senken – wie es zurzeit das BMWK plant. Der Aufwand für die Vermarktung des Überschussstrom aus Kleinanlagen steigt für Direktvermarkter überproportional. Wesentlich effizienter ist es, die Prognose und den Verkauf des Stroms aus festvergüteten Anlagen durch die Übertragungsnetzbetreiber („ÜNB-Vermarktung“) intelligenter zu gestalten. Fest vergüteten EEG-Strom wie bisher auch zu extrem negativen Preisen auf Kosten des Steuerzahlers in den Markt zu drücken, macht wenig Sinn. Zumal damit auch die Bedingungen der direktvermarkteten Anlagen verschlechtert werden. Selbst Altanlagen, die bei negativen Preisen noch einen Anspruch auf Marktprämie besitzen, verzeichnen bei Spotpreisen, die so niedrig sind, dass sie die monatliche Marktprämie überkompensieren, betriebswirtschaftliche Verluste. Neuanlagen sollten in Stunden mit negativen Spotpreisen keinen Anspruch auf die Einspeisevergütung haben und vom Netzbetreiber bis auf den Eigenverbrauch abgeregelt werden können.

Eine smarte ÜNB-Vermarktung ist ohnehin notwendig, weil es auch in Zukunft private und gewerbliche Neuanlagen unterhalb einer noch halbwegs praktikablen Schwelle für die Direktvermarktung geben wird. Der Ruf nach einer Direktvermarktungspflicht für alle PV-Anlagen ist jedenfalls nicht begründbar. Wie oben dargelegt, muss die Direktvermarktung erst einmal ihre Feuertaufe bei den größeren Anlagen bestehen. Auch hier wird der Gesetzgeber nicht das Prinzip Hoffnung walten lassen können sondern Betreiber und Direktvermarkter mehr in die Pflicht nehmen müssen.

Es spricht also nichts dagegen, dass die Installation kleiner PV-Anlagen weiterhin möglich bleiben wird. Sie sind die beste Versicherung gegen unkalkulierbare Strompreise und machen durch ihre Verbrauchsnähe volkswirtschaftlichen Sinn. Mit Steckersolar und -batterie (vulgo Balkonsolar und -batterie) ist dies auch für viele Miet- und Eigentumswohnungen möglich.

Im Wohnungsneubau sind fossile Heizungen inzwischen eine Randerscheinung geworden.

Anteil von Wärmepumpen am Heizungsabsatz wächst

Eine weiteres Medienphänomen ist die angeblich wachsende Skepsis der Bevölkerung gegenüber der Heizungswärmepumpe. Dass es diese Skepsis gibt, ist unbestritten. Aber dass sie wächst, widerspricht dem Verkaufstrend. Da der Gesamtabsatz von Heizungen in den letzten Jahren sehr durch die Energiepreiskrise nach dem Überfall Russland auf die Ukraine beeinflusst war, muss man hier auf die relativen Anteile achten.

Der Bundesverband der Heizungsindustrie (BDH) veröffentlicht regelmäßig den Absatz an verschiedenen Heizungssystemen (Erdgas, Erdöl, Wärmepumpe, Biomasse)7. Der Anteil von Wärmepumpen am Gesamtabsatz für Wärmeerzeuger steigt danach kontinuierlich. 2020 betrug er 14,3 % (120 Tsd. von 842 Tsd.), 2023 schon 27,2 % (356 Tsd. von 1.308,5 Tsd.). In den Monaten Mai bis September 2024 lag er im Durchschnitt bei 30 %.

Schwache Verkaufszahlen Anfang des Jahres waren vor allem in der holprigen Förderpolitik des BMWK begründet. Im Gegensatz zu den politischen Verlautbarungen wurde die Bundesförderung inhaltlich und prozessual (von BAFA zu KfW) im Winter geändert. Aufgrund der Haushaltslücke nach dem Spruch des Bundesverfassungsgerichts kam es zu weiterem Aufschub. Erst am 27. Februar konnten selbstnutzende Eigentümer von Einfamilienhäusern als erste Antragstellergruppe wieder Förderung beantragen. Ende August folgt die letzte Antragstellergruppe.

Dementsprechend sahen die Förderzusagen für Wärmepumpen im Bestand aus: Im Januar keine, im Februar nur 1.738. Im September wurden aber immerhin schon 15.000 Förderzusagen für Sanierungen gegeben8. Auch effiziente Luft-Luft-Wärmepumpe, die die Außenluft direkt erwärmen und in die zu beheizende Räume leiten, sind förderfähig. Im Handel werden sie meist als Klimageräte bezeichnet. Sie sind oft günstiger im Einbau und eignen sich gut als Ergänzung zu einer vorhandenen Heizung. In der Bundesförderung liegt ihr Anteil momentan bei über 25 %, in der Statistik des BDH sind sie jedoch nicht enthalten.

Im Wohnungsneubau sind fossile Heizungen inzwischen eine Randerscheinung geworden. Von Januar bis Juli 2024 wurden fast 64 % der Wohneinheiten in neu zu errichtenden Wohngebäuden mit Wärmepumpen als primärer Heizenergie genehmigt. Weitere 24 % nutzen Fernwärme. Weniger als 6 % sollen mit Gas oder Öl beheizt werden – 2020 war es noch ein Drittel9.

Auf Fernwärme oder Wasserstoff warten?

Als ein Grund, warum Investitionen in Wärmepumpen aufgeschoben würden, wird immer wieder die laufende kommunale Wärmeplanung genannt. Die Verlegung von Nah- und Fernwärmenetzen ist jedoch gegenüber dezentralen Lösungen nur wirtschaftlich, wenn ausreichende Abnahmedichten vorliegen. Außerhalb städtischer Gebiete oder verdichteter Dorfkerne sind diese in der Regel nicht gegeben. Auch wenn kommunale Wärmepläne noch nicht abgeschlossen sind, lässt sich in den meisten Fällen schon abschätzen, ob man in den Ausbaubereich eines Wärmenetzes kommen wird. Falls man sich hier irrt und dennoch in eine Wärmepumpe investiert hat, bestehen gute Aussichten für den Bestandsschutz. Ein Rechtsgutachten für den Bundesverband Wärmepumpe argumentiert, dass man nicht zum Anschluss an ein Wämenetz gezwungen werden10. In einigen Bundesländern ist dies auch bereits gesetzlich klargestellt.

Während Wärmenetze eine Alternative zur eigenen klimafreundlichen Heizung sein können, sollte niemand auf grünen Wasserstoff für die Heizung hoffen. Dagegen steht die Physik: Während durch eine Wärmepumpe aus einer Kilowattstunde (kWh) Strom gut drei kWh Heizwärme bereitgestellt werden können, sind es unter optimistischen Annahmen zum Gesamtwirkungsgrad bei Wasserstoff zwei Drittel kWh. Der Anteil der Stromerzeugungskosten unterscheidet sich also schon um den Faktor 4,5. Dieses Verhältnis wird sich aus naturgesetzlichen Gründen auch nicht deutlich verbessern.

Quellen:

  1. Monatliche Ausbaustatistik für Erneuerbare Energien der Bundesnetzagentur: https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/ErneuerbareEnergien/EE-Statistik/start.html ↩︎
  2. BMWK-Studie „Analyse der Ansteuerbarkeit von elektrischen Erzeugern und Verbrauchern“ des Fraunhofer IEE: https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/Studien/analyse-der-ansteuerbarkeit-von-elektrischen-erzeugern-und-verbrauchern.pdf ↩︎
  3. Hochrechnung der Produktion von Solar- und Windenergieanlagen mit fester Einspeisevergütung: https://www.netztransparenz.de/de-de/Erneuerbare-Energien-und-Umlagen/Freiwillige-Ver%C3%B6ffentlichungen/Wind-und-Solarenergie-Hochrechnung ↩︎
  4. Anlagen in der Direktvermarktung: https://www.netztransparenz.de/de-de/Erneuerbare-Energien-und-Umlagen/EEG/Transparenzanforderungen/Ausfall-und-Direktvermarktung ↩︎
  5. Statistik stationäre Batterien: https://www.battery-charts.de/ ↩︎
  6. Zahlen zum EEG-Finanzierungsbedarf: https://www.netztransparenz.de/de-de/Erneuerbare-Energien-und-Umlagen/EEG/EEG-Finanzierung/EEG-Finanzierungsbedarf ↩︎
  7. Absatzzahlen der Heizungsindustrie: https://www.bdh-industrie.de/presse/pressemeldungen/artikel/absatz-von-heizungen-stark-ruecklaeufig-waermewende-stagniert ↩︎
  8. Monatliche Antragsstatistik des BMWK zur BEG-Heizungsförderung: https://www.energiewechsel.de/KAENEF/Redaktion/DE/PDF-Anlagen/BEG/beg-antrangszahlen-2024.pdf ↩︎
  9. Entwicklung der Beheizungsstruktur im Neubau nach Baugenehmigungen: https://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/entwicklung-beheizungsstruktur-baugenehmigungen/ ↩︎
  10. Rechtsgutachten zum Anschluss- und Benutzungszwang: https://www.waermepumpe.de/politik/uebersicht/kommunale-waermeplanung-fernwaerme-und-waermepumpe/ ↩︎