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EEG-Anlagen: Bayernwerk und LEW Verteilnetz fordern Lösung für Weiterbetrieb

EEG-Anlagen: Bayernwerk und LEW Verteilnetz fordern Lösung für Weiterbetrieb
Bildnachweis: stock.adobe.com_beeboy

Zum Jahreswechsel endet für zahlreiche Einspeise-Anlagen in den Netzgebieten der Bayernwerk Netz GmbH (Bayernwerk) und der LEW Verteilnetz GmbH (LVN) die 20-jährige EEG-Förderung. Ein wirtschaftlicher Weiterbetrieb scheint schwierig. Bayernwerk und LVN fordern deshalb eine politische Lösung.

Rund 300.000 dezentrale Anlagen speisen derzeit in das Netz des Bayernwerks ein und sorgten nicht zuletzt in den vergangenen Monaten immer wieder für Rekordwerte. Nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) erhalten die Betreiber dezentraler Anlagen bisher für jede eingespeiste Kilowattstunde eine feste Vergütung. Zum Jahreswechsel läuft für die ersten Einspeise-Anlagen in den Netzgebieten der Bayernwerk Netz Gmbh (Bayernwerk) und der LEW Verteilnetz GmbH (LVN) jedoch diese auf 20 Jahre befristete Förderung aus. Damit endet sie bis Ende 2025 für rund 40.000 Anlagen; in den nächsten drei Jahren allein sind mehr als 10.000 Anlagen im Netzgebiet des Bayernwerks betroffen. Darunter etwa 9.000 Kleinanlagen, die eine Leistung von unter sieben Kilowatt aufweisen. Mit dem Ende der EEG-Förderung erhalten die Betreiber keine feste Vergütung mehr für den ins Stromnetz eingespeisten Strom. Nach derzeitiger Rechtslage darf der erzeugte Strom auch nicht mehr ins öffentliche Netz eingespeist werden – es sei denn, die Betreiber schließen einen Vertrag mit einem Direktvermarkter ab, der den erzeugten Strom vermarktet. Jedoch könnte gerade für kleinere Anlagen der wirtschaftliche Weiterbetrieb schwierig werden, da für eine Direktvermarktung meist technische Nachrüstungen erforderlich sind, die den Ertrag übersteigen. Viele Anlagen stünden damit nach dem Ende der EEG-Vergütung vor dem wirtschaftlichen Aus. Oder die Betreiber drosseln die Leistung ihrer Anlagen so, dass kein Strom mehr ins öffentliche Netz eingespeist wird – die sogenannte Nulleinspeisung. Wenn sich die Umrüstung der Anlage auf Eigenverbrauch aber nicht lohnt, müsste sie mitunter stillgelegt werden.

Politische Lösung für den Weiterbetrieb kleinerer Anlagen gefordert

In einer gemeinsamen Erklärung fordern das Bayernwerk und die LVN – ergänzend zur Option der Direktvermarktung – eine schnelle, politische Lösung, um den Weiterbetrieb kleinerer Anlagen zu sichern. Dr. Egon Westphal, Technischer Vorstand des Bayernwerks, betont: „Zentraler Punkt unserer Forderung ist eine unkomplizierte Regelung für kleinere PV-Anlagen. Die Verteilnetzbetreiber sollen weiter direkt den Strom vom Anlagenbetreiber in das Netz aufnehmen können. Der eingespeiste Strom könnte nach dem Marktwert vergütet werden.“ Damit bleibe auch der Anreiz, möglichst viel selbst erzeugten Strom zu verbrauchen, bestehen. Zudem könne ein eigener Batteriespeicher dazu beitragen, den selbst erzeugten Strom noch effizienter für den Eigenbedarf zu nutzen. „Die Kunden des Bayernwerks haben mit ihren PV-Anlagen über Jahre hinweg die Erfolgsstory der Energiezukunft geschrieben. Tausende Pioniere der ersten Stunde stehen aber mit ihren Anlagen vor einer unsicheren Zukunft. Sie brauchen jetzt eine Perspektive für einen wirtschaftlichen Weiterbetrieb. Es wäre energetisch und symbolisch falsch, wenn verfügbare regenerative Energiequellen nicht mehr genutzt werden können. Das kann nicht das Ergebnis der Energiewende sein. Die Bundespolitik ist gefordert, zügig konstruktive Lösungen anzubieten“, bekräftigt Dr. Egon Westphal.

Vereinfachung bei der Direktvermarktung

Auch im Bereich der Direktvermarktung plädieren die Netzbetreiber für möglichst unkomplizierte Lösungen, etwa im Hinblick auf die Messkonzepte bei kleineren Anlagen. Nach derzeitiger Gesetzeslage sind hierfür spezielle Zähler notwendig, die kontinuierlich die Stromerzeugung messen. Übergangsweise könnten auch pauschale Ansätze, so genannte Lastprofile, zum Einsatz kommen und sicherstellen, dass auch Anlagen dieser Größenordnung weiterhin am Netz bleiben und Energie einspeisen, zum Beispiel in regionalen Strommarktmodellen.