Einige Neuerungen wurden geregelt:

• GGV (Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung): Anders als beim bisherigen klassischen Mieterstrommodell soll es Mehrfamilienhäusern ermöglicht werden, ohne die teure physische Anschlusszusammenlegung (mit kostenträchtigem Wandlerschrank) die Bewohner alleine durch Verrechnung der Zählerdatenreihen mit Solarstrom zu versorgen. Voraussetzung ist dabei allerdings, dass alle Wohnungszähler plus der Erzeugungszähler 15-Minuten-Werte aufzeichnen, sprich: als Smart-Meter (iMSys) ausgeführt sind, und dass man einen zertifizierten Messstellenbetreiber findet, der diese Zeitreihen so aufbereitet, dass sowohl die Solarstromnutzung wie auch der Reststrombezug jeder Wohneinheit energierechtlich sicher zugeordnet werden können.
  
  Derzeit scheitert das Modell meist noch an beidem:
  a) Der iMSys-Rollout stockt, in manchen Netzen wartet man viele Monate oder gar Jahre,
      um diesen Zähler zu erhalten. Zudem ist das System relativ teuer, was die Wirtschaft-
      lichkeit der GGV in Frage stellt.
  b) Es gibt derzeit noch kaum einen zertifizierten Messstellenbetreiber dafür ...
  
  Mieterstromzuschlag-fähig sind jetzt auch gemischte Gebäude (mit Wohneinheiten, gewerblichen Einheiten und Nebenanlagen.
  
  
• Balkonkraftwerke: Diese dürfen jetzt 2 kWp Modulleistung und 800 VA Wechselrichterleistung haben. Es genügt mittlerweile die vereinfachte Anmeldung der Anlage im Marktstammdatenregister; parallel ist keine Anmeldung beim Netzbetreiber mehr nötig.
  
  
• Höhere Volleinspeisevergütung: Die Vergütungssätze für die Volleinspeisung sollen in den Leistungsklassen zwischen 40 und 750 kWp um je 1,5 ct/kWh angehoben werden. Leider bedarf die Umsetzung dieser EEG-Vergütungssatzänderung einer beihilferechtlichen EU-Genehmigung, die bis heute (Ende 2025) noch nicht erteilt wurde. Es ist völlig unklar, wann diese Genehmigung kommen wird und ob sie dann auch rückwirkend gelten wird ab Datum der Verabschiedung des Solarpakets I.
  
  
• Neues Ausschreibesegment: Agri-PV, Parkplatz-PV, Floating-PV (auf Seen) und Moor-PV werden in einem eigenen Segment ausgeschrieben.
  
  
• Anlagenzusammenfassung: Volleinspeise- und Überschusseinspeise-Anlagen dürfen jetzt gleichzeitig errichtet und fertiggemeldet werden, wobei die Vergütung für jede der beiden Anlagen unabhängig von der jeweils anderen ermittelt wird (für alle anderen technischen Regelungen muss weiterhin die Gesamtleistung zugrunde gelegt werden; so müssen beide Anlagen separat am Netz hängen mit jeweils eigenen Zählern). Beide Anlagen gleichzeitig zu errichten war vor dem Solarpaket I natürlich auch möglich, aber früher wurde zur Ermittlung der Vergütungssätze die Gesamtleistung zugrunde gelegt, wodurch die Gesamtvergütung niedriger ausfiel.
  
  Was ist der Sinn dahinter?
  Wegen der niedrigeren Einspeisevergütung bei Überschussanlagen sollen so große Dachanlagen wirtschaftlich werden, aus denen nur wenig Solarstrom ins Gebäude geliefert werden kann (z.B. wegen geringem Strombedarf in Sporthallen oder reinen Bürogebäuden). Mit dem Anlagensplit kann man die Überschussanlage an den Strombedarf im Gebäude anpassen und das Restdach mit einer höher vergüteten Volleinspeiseanlage auffüllen. Natürlich wird eine kleinere Überschussanlage auch deutlich weniger Solarstrom bereitstellen können als eine sehr große.
  
  Kritik an dem Konzept:
  Solche Anlagenzusammenfassungen sind sowohl technisch als auch betriebsseitig recht aufwendig gegenüber einer Gesamtanlage, die nur einen Netzanschluss erforderte - mehrfache Zählertechnik mit je eigenen Kosten, separate Leitungen und Wechselrichter, doppelter Abrechnungsbedarf, etc.
  Fazit: Komplex à la Deutschland ...
  Man hätte einen Anlagensplit auch rein virtuell realisieren können (über eine "automatische Anpassung" der Größe der Überschusseinspeiseanlage an den Strombedarf im Gebäude - einfach durch geschickte Verrechnung), aber dazu konnte sich die Bundesregierung nicht durchringen, denn das hätte zusätzliche Diskussionen mit der EU-Beihilfestelle ausgelöst). Wer an Details zu dieser Idee des Autors dieser Seiten Interesse hat, darf mich gerne kontaktieren.
  
  
• ... und einige weitere Neuregelungen (zur Direktvermarktung, Anlagen im Außenbereich, etc.

Die wesentlichste Neuerung: Anlagen bis 100 kWp (außerhalb der Direktvermarktung) werden in der Leistung auf 60% der Modulleistung (Nennleistung) gekappt. Damit verliert man ein paar Prozent des Jahresgesamtertrags; die Überproduktion in den Mittagsstunden eines sonnigen Tags wird damit aber reduziert. Dieses 60%-Kappung gilt nur, so lange kein Smart-Meter (iMSys) eingebaut ist, dessen Roll-Out als Szenario geregelt wurde. Sobald ein iMSys vorhanden ist (womit dann die 15-Minuten-scharfe Erzeugung protokolliert wird), wird statt der 60%-Kappung der ins Netz eingespeiste Solarstrom während Zeiten negativer Börsenstrompreise nicht mehr vergütet (Solarstrom darf allerdings weiterhin auch während dieser Zeiten vor Ort selbst verbraucht oder zwischengespeichert werden). Diese vergütungsfreien Zeiten werden dann aufaddiert mit gewissen im EEG festgehaltenen jahreszeitlichen Faktoren und dürfen ans Ende der 20-jährigen Festvergütungsdauer angehängt (kompensiert) werden. Dies führt effektiv zu einer deutlichen Verlängerung der EEG-Vergütungszeiten um einige Jahre.

Wenn man von rund 700 Stunden negativer Börsenstrompreise im Jahr 2025 ausgeht, dann muss man damit rechnen, dass bis zu 1/3 der erzeugten Solarstrommenge zunächst nicht vergütet wird; die Jahre nach der regulären EEG-Vergütungsdauer entschädigen zwar zu einem gewissen Grad, aber diese "Kompensationszahlungen" muss man in Wirtschaftlichkeitskalkulationen abgezinst mit ihrem heutigen Barwert berücksichtigen. Volleinspeiseanlagen ohne Speicher werden damit kaum noch wirtschaftlich realisierbar sein - zumindest so lange unser Energiesystem signifikante Perioden mit negativen Strompreisen zulässt. Großspeicher werden das mittelfristig hoffentlich verhindern; niemand kann aber heute vorhersagen, wann wir wieder auf ein erträgliches Maß negativ bepreister Stunden im Jahr zurückkommen.