Noch besser fände ich, wenn sich diese Grenze auf den jährlich erwartbaren Leistungs-Peak beziehen würde, der durch Eigenverbrauch bzw. dynamische Batteriespeicherung beeinflussen lässt.
Also keine "technische" Leistung der PV-Module (in kWp)
und auch keine "realistische" (max.) Einspeiseleistung in kW (unter Berücksichtigung von Ausrichtung und Neigung der PV-Module)
sondern die tatsächliche (maximale) (Netto-)Einspeiseleistung in kW (unter Berücksichtigung des Eigenverbrauchs).
Deine Argumentation kann ich nachvollziehen.
Die 30kWp habe ich gewählt, weil sie in vielen anderen Zusammenhängen wie Mehrwert-Steuerbefreiung, vereinfachte Einkommensteuer Handhabung, etc. schon etabliert sind.
Neue Grenzwerte zu etablieren würde wieder neue Diskussionen entfachen bzgl. sachgerecht etc. das würde den schon onehin schwierigen Sachverhalt weiter unnötig verkomplizieren.
Herzliche Grüße
Eclipse
Ich habe lange überlegt ob ich auf deinen Post antworten soll, weil da soviel Negatives und teilweise Resignation mitschwingt und eine gewisse Staatsverdrossenheit rauszulesen ist.
Die meisten Privatanwender, die PV-installiert haben, behaupte ich mal, sind Enthusiasten, die ihren Beitrag zur Energiewende leisten wollen, weil sie sehen oder gesehen haben, dass es so nicht weitergehen kann. (War bei mir so und bei vielen, mit denen ich gesprochen habe.)
Die einzigen, die wirklich Geld verdienen an der EE-Umstellung auf PV sind die Solarteure, die auch heute noch mit völlig überzogenen Preisen und schwer einzuhaltenden Ertragsprognosen Kunden gewinnen.
Hier mein konkretes Beispiel meiner Anlage:
Ich habe 22.000€ für die Installation der Anlage aufgewendet (nur der PV-Anteil ohne Speicher).
Ich werde in den 20 Jahren Laufzeit voraussichtlich 180.000 bis 200.000kWh Energie damit erzeugen. Somit kostet mich jede erzeugte kWh zwischen 11 und 12,2ct.
Die Einspeisevergütung von weniger als 8ct deckt diese Kosten also nicht mal annähernd.
Die obige Rechnung basiert nur auf der reinen Investition, da sind keine Zinsen für das eingesetzte Kapital, keine Amortisation, Rücklagen für die Neuinstallation nach 20 Jahren oder Rücklagen für mögliche Defekte an der Anlage enthalten.
Wenn ich diese Kosten noch mit reinrechne bin ich locker bei 20-25ct pro kWh erzeugter Energie.
Da ist also nix mit "Geld verdienen".
Und ich behaupte mal, dass es in über 90% der in den letzten 5-10Jahren privat installierten PV-Anlagen so aussieht.
Die Abgabe des Überschusses an selbsterzeugtem Strom ist vielen Netzbetreibern und Versorgern ein Stachel im Fleisch, wie ich aus eigenen Gesprächen mit Mitarbeitern derselben erfahren habe.
Diese Netzbetreiber suchen seit jeher nach Möglichkeiten sich dieser unerwünschten Konkurrenz zu entledigen und haben heir wieder ein neues Vehikel entdeckt, um private PV möglichst unattraktiv zu machen. Daher müssen wir uns Gehör verschaffen, damit die Umstellung auf EE für alle attraktiv bleibt und nicht durch einige wenige Stakeholder ausgebremst wird.
Nun zu deinem Abschlußpunkt:
Dazu habe ich mehrere Punkte:
Herzliche Grüße
Eclipse
Ja, sie sind gesunken, um ganze 5 cent/kWh und das wurde hier an die Endkunden weiter gegeben (das hatte ich auch schon mitgeteilt).
Ich freue mich über die Entscheidung des Europäischen Gerichtshofes, der die Unabhängigkeit der BNA betont und gestärkt hat. Vorher hat die gewählte Politik - in Person der Wirtschaftsminister - massiv Einfluss genommen (vor der Ampel Koa). Ich schreibe hier nur "Schlachthöfe" (die Lohnkosten wurden "ausgelagert", um als stromintensive Produktion zu gelten und damit die Befreiung vom Umlagen zu erreichen - der BNA Chef hat das kritisiert, konnte damals aber nix ändern).
@Akkudoktor
Wie meinst du die Aussage? Gehst du davon aus, das sie für alle kommen wird? Da die BNA auch die Umsetzbarkeit der zukünftigen Entgeltstruktur im Auge hat, kann ich mir nicht vorstellen, dass die BKW auch zu Zahlungen heran gezogen werden sollen. Aufwand und Nutzen stehen in keinem Verhältnis.
L.G.
Danke für Deine freundliche und ausführliche Antwort.
Schön, dass Du so konstruktiv argumentierst obwohl wir doch ein "wenig" auseinander liegen 
Hallo an Alle,
die Netzbetreiber stehen vor dem Problem, dass sie viel Geld für die Modernisierung und Anpassung an die EE der Netze brauchen. Gleichzeitig wissen sie gar nicht, bzw nur sehr ungenau was, gerade in den lokalen Verteilnetzen passiert. Folglich ist es sehr wahrscheinlich, dass die Planungen eher großzügig, und damit teuer, ausfallen werden.
Gleichzeitig haben die Netzbetreiber mit sinkenden Einnahmen zu kämpfen. Haushalte mit PV kaufen weniger Strom ein und zahlen damit weiniger für die Netze ein (ähnliches Problem bei den Gasnetzen: Wärmepumpenbetreiber zahlen diese nicht mehr mit). Die Kosten werden also auf weniger Schultern verteilt. Nun kommt auch noch die Politik und will die Netzentgelte senken.
Es müssen also dringend neue Einnahmequellen her. Die Produzenten rücken damit in den Fokus.
Grundlegend denke ich, dass man hier 2 Gruppen unterscheiden muss: freie Marktteilnehmer und EEG-Einspeiser. Freie Marktteilnehmer bestimmen ihren Verkaufspreis selber und können alle Kosten einkalkulieren und umlegen. EEG-Einspeiser bekommen einen festen Vergütungssatz. Üblicherweise ist der ähnlich den Gestehungskosten (gerade bei kleineren Anlagen). Jeder EEG-Anlagenbetreiber würde daher sofort auf Einspeisung verzichten. Wie in anderen Beiträgen dargelegt, würde das wiederum zu einer stärkeren Belastung der Übertragungsnetze führen. Außer, dass der Allgemeinheit weniger PV-Strom zur Verfügung stünde und das Vertrauen in die Politik (Stw.: Investitionsschutz) massiv Schaden nehmen würde, wäre nichts gewonnen.
Es bleibt also die Möglichkeit Stromerzeuger in der freien Vermarktung zu belasten. Hier sollte die Belastung nach Anlagengröße gestaffelt werden, da anzunehmen ist: je größer die Anlage, umso weiter die Übertragungswege zum Abnehmer, umso intensiver die Netznutzung. Also nach Anlagengröße gestaffelte Preise je kWh.
Aber: Die Netzentgelte für Stromerzeuger werden auf den Strompreis aufgeschlagen werden. Am Ende zahlen wieder die Stromkunden.
Letztlich bleibt nur, dass die Netzbetreiber sich endlich in die Lage versetzen ihre Netze vernünftig analysieren zu können (iMSys und Messtechnik in den Umspannstationen), damit der Ausbau so gezielt und günstig wie möglich gestaltet werden kann.
Grüße
Jo
Was ist denn unattraktiv? Und mit welcher Begründung 30kWp?
Hallo @jo1234
gestatte eine kleine Korrektur Anmerkung: es geht nicht um "Haushalte", sondern um alle, die zum Zweck der Eigenversorgung Strom erzeugen. Das machen Behörden auf öffentlichen Gebäuden (Vorbildfunktion), Discounter, Gewerbe, Handwerk und Industrie (aus ökonomischen und PR Gründen). Fast immer wird PV genommen, weil es in der Umsetzung recht günstig ist.
Ja, das sehe ich auch so. Doch wird das Preisgefüge der Anbieter sich ändern und im Prinzip müsste der "regional erzeugte Strom" in der Region preiswerter werden.
Ja aber es gibt auch den Umstand, dass jeder neue Windpark und jede neue Flur PV Anlage einen Anspruch auf Anschluss an das Netz hat. Das ist einerseits gut im Sinne der Energiewende andererseits treibt es die Netzkosten.
L.G.
Genauso meinte ich das, hätte es besser ausdrücken sollen. Ähnlich wie bei den Balkonkraftwerken sollte die Grenze bei der tatsächlichen Einspeisung am Übergabepunkt festgelegt werden. Nach meinem Kenntnisstand ist bei den meisten Smartmetern eh bei 30 kW Dauerbelastung Schluss bzw. muss oberhalb ein Messwandler genutzt werden.
Ich weiß, ich habe das „Problem“ ja selbst und ich stand vor der Entscheidung, Dach + Anbau + Garage voll zu belegen oder eben nicht (weil ich dann unter den 30 kWp geblieben wäre). Ich habe mich für ersteres entschieden. Einspeisen tue ich niemals mehr als 30 kW, habe aber dafür bei bewölktem Himmel mehr Leistung vom Dach.
Ich finde die kWp Regelung hinderlich für die, die Fläche haben aber ungünstige Dachrichtungen oder Verschattung und es wäre gut, sie generell zu ändern.
Ich meine die Nordausrichtung bei steilem Dach 
Warum es diese 30 kWp Grenze statt einer Einspeisegrenze gibt, frage ich mich eben auch…
Hallo,
die BNA diskutiert u.a. bei den Einspeiseentgelten die Varianten Arbeitspreis und Kapazitätspreis, den man auch Leistungspreis nennen kann (für die vorgehaltene Leistung = Maxium der Ein- oder Ausspeisung).
Diese Leistungspreise kennen wir Otto-Normal-Verbraucher i.d.R. nicht. Wir zahlen einen Grund- und einen Arbeitspreis und bekommen Jahresendabrechnungen. Die Großabnehmer kennen ihn schon. Bei denen wird im 15 min Takt die Menge gemessen und im Monatstakt endabgerechnet. Die höchste Peak Leistung (in kW) des Monats bestimmt dann den Leistungspreis. Offenbar wird das nun auch in Schweden bei allen Kunden (auch den Kleinverbrauchern sowohl bei dem Stromein- und Verkauf) so praktiziert, wie ich aus diesem Beitrag hier im Forum schließe:
Dort wird der Leistungspreis für beide Richtungen ermittelt. Daneben gibt es die Arbeitspreis (in kWh), wie bei uns. So wie es der TE des o.g. schildert, ist der Leistungspreis für seine 19 kWp Anlage höher, als er durch die Einspeisevergütung zurück erhält. Er will nun seine Null-Einspeisung optimieren um möglichst keinen Leistungspreis mehr zahlen zu müssen.
-> dieser Aspekt passt recht gut zum EEG Vergütungsthema, schwedische Verhältnisse brauchen wir nicht, bzw. führen dazu, dass ein Teil der PV Leistung den Verbrauchern entzogen werden würde. Die Kombi aus Leistungs- und Arbeitspreis sollte daher die EEG Vergütung nicht aufzehren.
-> er passt auch zum Thema netzdienliche Speicher:
Leistungspreise passen nicht zu den netzdienlichen Speichern, denn die sollen bei Versorgungslücken alles in das Netz rein schieben, um die Lücke zu schließen. Folglich muss es für sie eine Ausnahmeregelung geben.
L.G.
Das stimmt. Deswegen zahlt ein Anlagenbetreiber ja für einen neuen Anschluss.
Ja und nein,
schau § 16 EEG lautet:
" § 16 Netzanschluss
(1) Die notwendigen Kosten des Anschlusses von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas an den Verknüpfungspunkt nach § 8 Absatz 1 oder 2 sowie der notwendigen Messeinrichtungen zur Erfassung des gelieferten und des bezogenen Stroms trägt der Anlagenbetreiber.
(2) Weist der Netzbetreiber den Anlagen nach § 8 Absatz 3 einen anderen Verknüpfungspunkt zu, muss er die daraus resultierenden Mehrkosten tragen."
Das, was er bezahlt, ist die Leitung vom Park zum Einspeisepunkt in das öffentliche Netz. Wir privaten Verbraucher kennen das als Hausanschlusskosten, geregelt in § 9 NAV.
Mit den Kosten ab diesem Einspeisepunkt hat es nichts zu tun und das sind ja die Netzkosten. Müsste der Betreiber einen BKZ zum Netz zahlen, wäre der eine oder andere Windpark vermutlich gar nicht an heutigen Stelle entstanden, sondern in der Nähe leistungsfähiger Netze. Ich hab die Ausweisungskriterien für Windparks hier in meinem Bundesland verfolgt. Das Kriterium des Bereitstehens eines ausreichenden Netzes war kein Kriterium und genau deshalb wurden Flächen ausgewiesen, ohne Rücksicht auf die vorhandenen Netzkapazitäten. Die Netzentgelte sind für die hier lebende Bevölkerung massiv gestiegen - gut, das ist jetzt jüngste Geschichte, denn seit 2025 sind die Kosten um 5 Cent je kWh gesunken.
L.G.
Noch nicht ganz ...
Auf der Bezugsseite MUSS das bis spätestens 1. Januar 2027 in Schweden von den Netzbetreibern eingeführt werden. Bei einigen Netzbetreibern wurde das aber bereits eingeführt.
Auf der Einspeiseseite, hat die Aufsichzsbehörde beschlossen, dass derjenige, der einspeist, für die von ihm verursachten Kosten aufkommen MUSS.
Einige Netzbetreiber haben sich diesbezüglich geäußert, dass zu diesem Zeitpunkt (noch) keine Gebühren erhoben werden. Das hängt aber damit zusammen, wie viel PV in Wohngebieten vorhanden ist.
Problematisch ist diese Thematik insbesondere mit variabler Einspeisevergütung. Das ist Standard in Schweden. Man bekommt den Preis der Strombörse. Dieser ist ja im Sommer 2025 vielfach negativ. Also man bezahlt fürs einspeisen und müsste dann oben drauf noch ein Netzentgeld bezahlen.
Auf der Bezugsseite kostet der eigentliche Strom auf jeden Fall weniger als das Netzentgeld.
Für die Verteilernetze soll es wohl aufgrund der "umgekehrten Effektrichtung" problematisch werden. Die Verteilernetze sind für eine Effektrichtung vom Kraftwerk zum Hausanschluss ausgelegt. Dabei geht es insbesondere um den Spannungsabfall.
Durch PV-Einspeisung am Hausanschluss steigt aber die Spannung. Ab einem bestimmten Punkt der PV Einspeisung wird dies zum Problem und die Transformatorstationen müssen dann teuer umgebaut werden. Hier wird zumeist mit Strom geheizt, d.h. der Unterschied zwischen Winter (Bezug) und Sommer (Einspeisung) ist sehr gross.
Um das ganze noch komplizierter zu machen, werden diese Gebühren in Zukunft dynamisch sein. Also abhängig vom Strom-Bedarf im Netz.
Die vorhandenen Anlagen scheinen darauf überhaupt nicht vorbereitet zu sein. Und "ich bastele mir da schnell was mit home assistant" funktioniert ja nur für weniger Enthusiasten. Nicht für die breite Masse.
Vielen Dank für die exakte Beschreibung des Status quo in Schweden. Da ist ja auch noch einiges im Fluss. Wir sind euch hinterher. Kennst du den Stand der Zähler? Hier gibts noch alte Ferraris Zähler mit der Drehscheibe. Die werden nach und nach gegen digitale Zähler ausgetauscht, haben aber keine 1/4 Stunden Messungen und keine Verbindung zum Versorger. Die einzige Schnittstelle (bei mir IR) kann sich der Kunde sich frei schalten lassen und bleibt damit "Herr seiner Daten". Die Versorger lesen jährlich ab. Damit kann man keine dynamischen Tarife machen - es fehlen die Daten.
Nach meinem Kenntnis Stand wurde in Schweden der (alte) Zähler gleich gegen modernere Digitalzähler ausgetauscht, die mit Datenverbindung zum Versorger variable Preise möglich machen. Ist das so?
L.G.
Die Zähler sehen so aus. Zum 1. Jan 2025 vorgeschrieben. Also zu 100% bereits getauscht.
Ja, Strom kann je 15 minütlich abgerechnet werden. Man kann seinen Stromverbrauch mit etwas Verzögerung in der App des Netzbetreibers sehen. Wenn man so einen "P1 Puck" im HAN-port hat, dann in Echtzeit.
Den Puck findet home assistant im LAN.
P.S. bei uns im Dorf haben wir die Zähler in 2021 oder 2022 bekommen. Kann mich nicht genau erinnern. Eher aber 2021.
Danke für die Info und das Bild.
Damit ist Schweden schon einen großen Schritt weiter, als wir es bei den Zählern sind.
L.G.
Haben im letzten Jahr auch digitale Wasserzähler bekommen, die remote abgelesen werden.
Der kommunale Versorger ruft bei unnormal hohem Verbrauch, oder Temperatur am Zähler nahe dem Gefrierpunkt an, um zu warnen, dass was nicht stimmt. (im Urlaub oder für Sommerhäuser sinnvoll)
Kann man auch über HA auslesen.
Das ist aber noch nicht weit verbreitet in Schweden. Idee ist, daß monatlich abgerechnet werden kann.
Ich möchte noch auf eine weitere "Grenze" hinweisen:
Ab 2025 besteht die Pflicht für Haushalte mit über 6.000 kWh Jahresverbrauch oder Photovoltaikanlagen über 7 kWp ein intelligentes Messystem (also mME + Kommunikations-Gateway) zu installieren. Messstellenbetreiber müssen mindestens 20 % der betroffenen Haushalte und Anlagen bis Ende 2025 mit einem iMSys ausstatten bzw. 50 % bis Ende 2028 und 95 % bis Ende 2030 (§ 45 Abs. 1 Nr. 4 MsbG (Messtellenbetriebsgesetz)).
Insofern läuft der Rollout der Messstellenbetreiber bereits, um die Infrastruktur für dynamische Netzentgelte (und daneben auch für flexible (Arbeits)Stromtarife) aufzubauen.
Ich hatte bisher die Option dynamischer Netzentgelte ignoriert. Vor diesem Hintergrund würde ich dafür plädieren, dass Netzbetreiber (zunächst nur von Einspeisern (?) neuer Anlagen (!)) dynamische Netzentgelte berechnen dürfen, wenn sie ein intelligentes Messsystem (iMSys) installiert haben. Das wäre ein sinnvoller Anreiz für Netzbetreiber, den Rollout von iMSys auf die relevanten Einspeiser zu fokussieren.
Vor diesem Hintergrund kann ich nicht nachvollziehen, warum für Verbraucher über 100.000 kWh bzw. Erzeuger über 100 kWp in §45 Abs. 1 Nr. 1–2 ein späterer (!) Rollout vorgeschrieben wird, mit Start 2028 und Ziel 95 % bis 2032.
Moin
vielen Dank für den sachdienlichen Hinweis auf das MsbG. Darin findet sich auch eine Regelung zu den BKW:
"Die Ausstattungsverpflichtung nach Absatz 1 Nummer 2 ist nicht anzuwenden auf Steckersolargeräte mit einer installierten Leistung von insgesamt bis zu 2 Kilowatt und mit einer Wechselrichterleistung von insgesamt bis zu 800 Voltampere, die hinter der Entnahmestelle eines Letztverbrauchers betrieben werden." (Zitat Ende, § 29 Abs. 3 letzter Satz MsbG).
Damit ist wohl klar, dass die BKW eine extra Rolle haben und gewiss auch behalten werden, wenn die Systematik der Netzentgelte geändert wird. Eine Belastung mit Netzentgelten für die Einspeisung sehe ich derzeit nicht auf uns zu kommen. Das Messen kostet mehr, als der Ertrag rechtfertigt und der Aufwand für die Netzbetreiber/Versorger ist auch viel zu hoch.
L.G.
Ja nu, Österreich hat auch flächendeckend digitale Zähler. Das nützt aber nichts wenn der Netzbetreiber bzw. dessen nächsthöhere Instanz TROTZDEM die Kosten auf die Kunden abwälzt, OBWOHL er die Daten HÄTTE. Er nimmt sie auch nicht zur Berechnung, das schreibt er sogar. Meine Vermutung: Wenn er sie nutzen WÜRDE und danach die Berechnung macht, würden ganz viele mehr bezahlen müssen während andere weniger bis gar nichts mehr zahlen müssen. Und das will man schlichtweg nicht. Stattdessen wälzt man das solidarisch ab. Und hat noch nicht einmal Mehrkosten, es wird eine Unmenge mehr EINgenommen.
Das heißt nur die digitalen Zähler helfen auch nicht....
