Werden Sie
DEKRA zertifizierte/r Projektmanager/in Photovoltaik
3 Tage | Online | LIVE
JETZT INFORMIEREN und ANMELDEN!
Der Experte für Energie und Elektromobilität | energiefahrer.de
Termin buchen

Energie und Energiewende

Energiewende, erneuerbare Energien, Strommarkt und Energiepolitik in Deutschland. Hintergründe, Analysen und Praxiswissen zur Transformation des Energiesystems.

Batteriespeicher stärken Eigenverbrauch im Unternehmen | energiefahrer.de
Batterien und Speicher, Energie und Energiewende, Photovoltaik und Solar

Batteriespeicher stärken Eigenverbrauch im Unternehmen

/

Batteriespeicher erhöhen den Eigenverbrauch im Unternehmen, doch ob sie sich rechnen, entscheidet der Einzelfall. Fraunhofer ISE simulierte für 2025 zusätzliche Speicher mit 20 Gigawatt Leistung: Die Preisspreizung sank von 130 auf 53 Euro pro Megawattstunde, die Stunden mit negativen Preisen von 575 auf 271, der Marktwert von Solarstrom stieg von 45,08 auf 61,02 Euro pro Megawattstunde. Der EEG-Entwurf 2027 sieht für Neuanlagen das Ende der festen Einspeisevergütung vor. Beschlossen ist er nicht, die erste Lesung war am 24.09.2026. Der PV-Kostenrechner schätzt Investition, Ersparnis und Amortisation mit eigenen Zahlen.

MiSpeL Gewerbespeicher: Neue Regeln ab Oktober 2026 | energiefahrer.de
Batterien und Speicher, Energie und Energiewende, Photovoltaik und Solar

MiSpeL Gewerbespeicher: Neue Regeln ab Oktober 2026

/

MiSpeL Gewerbespeicher: Nach der Festlegung der Bundesnetzagentur vom 1. Oktober 2026 dürfen Betriebe Speicher mit Netzstrom und Solarstrom laden und behalten die EEG-Förderung anteilig. Zwei Optionen stehen bereit. Die Abgrenzungsoption misst Viertelstundenwerte und saldiert je Kalendermonat. Die Pauschaloption gilt für Anlagen bis 30 kWp. Bei 10 kWp und 4 kWh Speicher liegt die Förderschwelle bei 500 kWh je kWp, die Saldierung beginnt bei 625 kWh je kWp. Ladepunkte gelten erstmals als Speicher. Bis Ende September 2027 müssen Netz- und Messstellenbetreiber zustimmen. Der Beitrag liefert vier Tabellen, ein Rechenbeispiel und fünf Prüfschritte.

PV-Planung Regulatorik: Wo Planungssoftware endet | energiefahrer.de
Batterien und Speicher, Elektromobilität, Energie und Energiewende, Förderung, Klimaschutz und Emissionen, Ladeinfrastruktur, Photovoltaik und Solar, Strompreise und CO2

PV-Planung Regulatorik: Wo Planungssoftware endet

/

PV-Planung Regulatorik umfasst fünf Prüfpunkte: Marktstammdatenregister, Direktvermarktung, Solarspitzengesetz, Netzanschluss und Steuer. Die Anmeldung im Marktstammdatenregister erfolgt innerhalb eines Monats nach Inbetriebnahme. Die Direktvermarktung gilt für Neuanlagen über 100 kWp. Smart Meter und Steuerbox sind ab 7 kWp nötig, sonst gilt ein Einspeiselimit von 60 Prozent. Klassische Planungssoftware deckt diese Punkte meist nicht ab. Der PVpilot ergänzt sie mit Dialog, Ampel und Merkliste. Der Einzelkauf kostet 199 Euro pro Jahr, ein Projekt lässt sich kostenlos testen. Planer klären offene Punkte vor dem Angebot.

Energieunabhängigkeit Unternehmen trotz TAFF-Roadmap
Energie und Energiewende, Fuhrpark und Flotte, Klimaschutz und Emissionen, Mobilität und Verkehr

Energieunabhängigkeit in Unternehmen trotz TAFF-Roadmap

/

Energieunabhängigkeit in Unternehmen beginnt im Betrieb, nicht im Kabinett. Die TAFF-Roadmap vom 23. September 2026 nennt laut dts keine neuen Maßnahmen. Parallel entfällt die 65-Prozent-Vorgabe beim Heizungstausch, und das Netzpaket erlaubt Netzbetreibern, Anschlüsse zu priorisieren. Betriebe planen deshalb Strom, Wärme und Mobilität als ein System. PV-Strom kostet in der Erzeugung rund 8 Cent pro Kilowattstunde, Gewerbenetzstrom rund 30 Cent. Mit Solarstrom sinken die Betriebskosten einer Wärmepumpe auf etwa 9 Cent, das Laden von E-Fahrzeugen auf etwa 8 Cent. Ein Projekt in Münster wuchs von 4 auf mehr als 30 E-Fahrer ohne höheren Netzanschluss. Erster Schritt: Lastprofil für Strom, Wärme und Fuhrpark erfassen und ohne Förderung durchrechnen.

Wärmepumpe und Photovoltaik im Altbau: die Rechnung
Energie und Energiewende, Mobilität und Verkehr, Photovoltaik und Solar

Wärmepumpe und Photovoltaik im Altbau: die Rechnung

/

Energiekosten im Altbau von 1865 sanken von rund 15.000 Euro auf etwa 1.000 Euro pro Jahr. Möglich machen das eine Wärmepumpe, eine Brauchwasser-Wärmepumpe, eine Photovoltaikanlage mit Speicher und zwei Elektroautos seit 2013. Der Trick: Solarüberschuss im Sommer wird aktiv vermarktet, das Guthaben deckt den Stromeinkauf im Winter. Nur das Laden auf langen Strecken bleibt als Restkosten übrig. Eine vierjährige Fraunhofer-ISE-Studie mit 77 Wärmepumpen in Gebäuden von 1826 bis 2001 bestätigt: Das Baujahr hat keinen Einfluss auf die Effizienz einer Wärmepumpe, Jahresarbeitszahlen von 2,6 bis 5,4 sind auch im Altbau erreichbar. Die Rechnung funktioniert privat wie gewerblich, PV-Kostenrechner, Heizkostenrechner und Antriebskostenvergleich auf energiefahrer.de liefern individuelle Zahlen für die eigene Situation.

Vorsicht: Anbieterbindung bei Photovoltaik-Komplettpaketen
Energie und Energiewende, Photovoltaik und Solar

Vorsicht: Anbieterbindung bei Photovoltaik-Komplettpaketen

/

Der E.ON-Bonus ab 2027 klingt nach Risikoschutz, deckt aber nur einen kleinen Teilbetrag des tatsächlichen Marktpreisrisikos aus der Direktvermarktung ab. Wer sich in ein geschlossenes Ökosystem aus Tarif, Energiemanagement und festen Installationspartnern bindet, tauscht Flexibilität gegen einen Bonus von bis zu 570 Euro jährlich bei 10 Kilowatt Peak. Der eigentliche Marktwert Solar schwankte 2026 zwischen unter 2 und rund 11 Cent pro Kilowattstunde, davon deckt der Bonus nur einen Bruchteil ab. Bei Anbieterbindung bei Photovoltaik-Komplettpaketen zählt daher vor allem eines: die Wechselkosten und die Hardware-Bindung prüfen, bevor unterschrieben wird. Für Unternehmen liegt der wirtschaftlich stärkere Hebel ohnehin beim Eigenverbrauch, nicht bei der Einspeisung, mit einer Differenz von rund 22 Cent pro Kilowattstunde zwischen Netzstrom und eigenem PV-Strom.

Biotreppe-Kosten: Kalkulationsrisiko Gasheizung Unternehmen
Energie und Energiewende, Photovoltaik und Solar

Biotreppe-Kosten: Kalkulationsrisiko Gasheizung

/

Die Bundesregierung kann das Kalkulationsrisiko der Gasheizung nicht beziffern: Wie teuer die ab 2029 verpflichtende Biotreppe wird, bleibt laut eigener Aussage unsicher. Grund sind schwankende Preise für Biomethan, 40 bis 120 Euro pro Megawattstunde, und grünen Wasserstoff, 5 bis 8 Euro pro Kilogramm, verschärft durch den Krieg im Iran und die Blockade der Straße von Hormus. Für Unternehmen mit eigenen Gewerbeimmobilien wiegt das Risiko doppelt: Eine neue Gasheizung bindet 15 bis 20 Jahre an diese Kostendynamik, zusätzlich zum CO2-Preis durch ETS2 und zur CSRD-Berichtspflicht für Scope-1-Emissionen. Eine Fraunhofer-Studie für MVV Energie beziffert die mögliche Mehrkostendifferenz zur Wärmepumpe auf bis zu 49.000 Euro über 20 Jahre. Vor jeder Investition lohnt die Frage nach dem eingepreisten Bioanteil. Wärmepumpe und Photovoltaik lassen sich mit den eigenen Verbrauchsdaten direkt und belastbar durchrechnen.

Digitalisierung des Stromnetzes: Sicherheit, Kosten, Nutzen
Energie und Energiewende, Photovoltaik und Solar, Strompreise und CO2

Digitalisierung des Stromnetzes: Sicherheit, Kosten, Nutzen

/

Die Digitalisierung des Stromnetzes ist Voraussetzung für Sicherheit, Flexibilität, Integration und Kosteneffizienz im Energiesystem. 2025 kosteten Netzengpässe rund 3,1 Milliarden Euro, während die Smart-Meter-Quote erst bei 5,5 Prozent lag. §14a EnWG macht steuerbare Verbrauchseinrichtungen zum zentralen Hebel für reduzierte Netzentgelte. Ein Praxisbeispiel zeigt, wie ein Produktionsbetrieb durch digitales Lastmanagement einen teuren Netzausbau vermied. Unternehmen, die Photovoltaik und Ladeinfrastruktur digital anschlussfähig planen, sichern sich Planungssicherheit und regulatorische Vorteile.

Vehicle-to-Grid Erlösmodelle: Value Stacking Fuhrpark
Elektromobilität, Energie und Energiewende, Fuhrpark und Flotte

Vehicle-to-Grid Erlösmodelle: Value Stacking Fuhrpark

/

Vehicle-to-Grid Erlösmodelle bringen Firmenflotten mit planbaren Standzeiten bis zu 900 Euro pro Fahrzeug und Jahr, wenn Arbitrage und Regelenergie kombiniert werden. Voraussetzung sind eine bidirektional zertifizierte Wallbox, ein Energiemanagementsystem und die MiSpeL-Prozessregeln der Bundesnetzagentur, die seit April 2026 zählerlose Rückspeisung erlauben. Der Beitrag zeigt, welche vier Erlösquellen sich per Value Stacking kombinieren lassen, warum die EnWG-Novelle die doppelte Netzentgelt-Belastung abgeschafft hat, und welche Fuhrparks mit planbaren, langen Standzeiten am ehesten profitieren. Zusätzlich ordnet er ein, welche Kosten für den Einstieg realistisch sind und wo Unternehmen häufig zu optimistisch kalkulieren.

Redispatch 2026: Wenn PV-Betreiber plötzlich zahlen müssen
Energie und Energiewende, Photovoltaik und Solar

Redispatch 2026: Wenn PV-Betreiber plötzlich zahlen müssen

/

Seit dem 23. Dezember 2025 müssen Betreiber großer Photovoltaik-Anlagen ihre Redispatch-Entschädigung direkt beim Netzbetreiber einfordern. Grundlage ist der BDEW-Mischpreis, der in einzelnen Monaten negativ wird. Node Energy dokumentiert einen Fall, in dem der Wert von plus 1,3 Cent auf minus 6,9 Cent pro Kilowattstunde fiel. Aus einer üblichen Gutschrift wurde eine Rechnung des Netzbetreibers. Entscheidend ist jetzt der bestehende Direktvermarktungsvertrag: Sichert er dem Betreiber den Monatsmarktwert zu, muss der Direktvermarkter die Differenz ausgleichen. Andere Verträge schließen diesen Ausgleich aus. Betreiber sollten Verträge prüfen und Abrechnungen viertelstundengenau kontrollieren, um Cashflow-Lücken zu vermeiden.

AgNes-Entwurf: Netzentgeltbefreiung Batteriespeicher bis wann sicher?
Batterien und Speicher, Energie und Energiewende, Photovoltaik und Solar

AgNes-Entwurf: Netzentgeltbefreiung Batteriespeicher bis wann sicher?

/

Der 4. August 2029 bleibt die gesetzliche Inbetriebnahmefrist für die Netzentgeltbefreiung von Batteriespeichern nach Paragraf 118 Absatz 6 EnWG. Der AgNes-Festlegungsentwurf der Bundesnetzagentur fügt für den Bestandsschutz eine zweite, frühere Hürde hinzu: die endgültige Investitionsentscheidung vor der geplanten Bekanntgabe der finalen Festlegung am 1. Januar 2027. Als Investitionsentscheidung gelten verbindliche Bestellungen für mindestens 50 Prozent des Investitionsvolumens, nachzuweisen bis 31. März 2027 beim Netzbetreiber. Ohne rechtzeitige Erfüllung droht ab 2029 ein Kapazitätsentgelt von voraussichtlich 4 bis 7 Euro je Kilowatt und Jahr. Für ein 100-Megawatt-Projekt entspricht das rund 400.000 bis 700.000 Euro jährlich. Die Konsultation zum Entwurf läuft bis 18. September 2026, die endgültige Festlegung ist noch 2026 geplant.

Nach oben scrollen