EEG und Netzpaket im Bundestag – Welche Diskussionen werden wichtig?

„Der Redispatch-Vorbehalt ist aus meiner Sicht immer noch keine gute Lösung, um die notwendige Koordination von Erneuerbaren- und Netzausbau möglichst effizient zu erreichen. Hier wären aus meiner Sicht regionalere Märkte in Verbindung mit langfristig wirkenden Standortsignalen zum Investitionszeitpunkt deutlich wirksamer.“

„Dennoch enthält die jetzt vorliegende Fassung des Redispatch-Vorbehalts gegenüber den früheren Vorschlägen deutliche Verbesserungen. Die vorgesehene Technologiedifferenzierung ist sinnvoll, auch wenn aus einer ‚soll‘ eine ‚muss‘-Anforderung gemacht werden sollte. Gleichzeitig ermöglicht die Begrenzung der wegfallenden Kompensation EE-Anlagen eine bessere Planungsgrundlage und verringert die Risiken des Instruments.“

„Etwas unklar ist, was es bedeutet, dass im Redispatch-Fall der ‚finanzielle Ausgleich‘ entfallen soll. Dazu muss man verstehen, dass insbesondere größere Anlagen – solche im sogenannten Planwert-Modell – im Redispatch-Fall eine bilanzielle Kompensation der nicht eingespeisten, aber bereits verkauften Energie und eine finanzielle Kompensation der entfallenden Förderung erhalten. Wenn nur letztere wegfiele, wäre das wirtschaftliche Risiko für diese Anlagen beschränkt, die Lenkungswirkung des Instruments allerdings möglicherweise auch.“

„Kleinere in den Verteilnetzen angeschlossene Anlagen – im sogenannten Prognose-Modell – erhalten hingegen in der Regel keine bilanzielle Kompensation, sondern müssen diese selbst beschaffen und werden dafür rein finanziell kompensiert. Wenn diese gesamte Kompensation entfiele, wären diese Anlagen möglicherweise – und in einem sachlich nicht zu rechtfertigenden Ausmaß – deutlich stärker betroffen.“

„Nicht überzeugend adressiert wurden die Anreizprobleme für Netzbetreiber, insbesondere das Risiko, dass es zu volkswirtschaftlich ineffizienten prioritären Abregelungen von Anlagen unter Redispatch-Vorbehalt kommt, weil dies aus Netzbetreibersicht vorteilhaft ist.“

„Der gegenüber den ersten Entwürfen abgeschwächte Redispatch-Vorbehalt bleibt problematisch. Künftig können neue Erneuerbaren-Anlagen in kapazitätslimitierten Netzgebieten angeschlossen werden, müssen dafür aber auf einen finanziellen Ausgleich bei Abregelung verzichten, grundsätzlich für bis zu 20 Prozent ihrer jährlichen Stromerzeugung, bei Windenergieanlagen in ausgewiesenen Windenergiegebieten bis zu 18 Prozent.“

„Damit wird ein Teil des Netzengpassrisikos vom Netzbetreiber auf die Betreiber verschoben. Das kann die Kalkulierbarkeit von Projekten verschlechtern, Finanzierungskosten erhöhen und Investitionen gerade dort bremsen, wo Erneuerbare dringend gebraucht werden.“

„Das setzt aus meiner Sicht den falschen Anreiz. Die eigentliche Baustelle sind nicht die Erneuerbaren, sondern die zu langsame Modernisierung und Digitalisierung des Stromsystems. Engpässe müssen beseitigt werden, nicht verwaltet. Dafür brauchen wir vor allem Netzoptimierung, moderne und digitalisierte Verteilnetze, Smart Meter, Batteriespeicher, intelligente Steuerung und mehr Flexibilität. Nicht nur Leitungen fehlen, sondern vor allem Intelligenz im Stromsystem. Der Redispatch-Vorbehalt darf nicht dazu führen, dass der Druck sinkt, die strukturellen Ursachen der Engpässe zu beheben.“

„Auch für die Stromkundinnen und Stromkunden ist die Regelung nicht automatisch kostensenkend. Weniger Redispatch-Entschädigung kann kurzfristig Kosten reduzieren. Wenn dadurch aber Investitionsrisiken und Kapitalkosten steigen, werden erneuerbare Projekte teurer und diese Mehrkosten landen am Ende ebenfalls im Stromsystem. Kurzfristig Redispatchkosten zu sparen und dafür den Erneuerbaren-Ausbau zu verteuern, wäre ökonomisch ein Kurzschluss.“

„Der Bundestag sollte deshalb nachbessern: Der Verzicht auf Entschädigung sollte deutlich enger begrenzt und zwingend mit überprüfbaren Maßnahmen zur schnellen Reduzierung der jeweiligen Netzengpässe verbunden werden, insbesondere durch Netzoptimierung, Modernisierung und Digitalisierung der Verteilnetze, Batteriespeicher und mehr Flexibilität. Regionale Engpasssignale können sinnvoll sein, aber sie dürfen niemals zum Dauerersatz für ein modernes, digitales und flexibles Stromsystem werden.“

„Wer die Kosten der Energiewende senken will, darf nicht den Ausbau der Erneuerbaren bremsen. Der Schlüssel sind moderne Netze, Digitalisierung, Speicher und Flexibilität, nicht neue Investitionshürden.“

„Der Umbau unseres Energieversorgungssystems ist eine komplexe Transformationsaufgabe. Ziel ist ein Versorgungssystem, das ökonomisch stabil, ökologisch tragfähig und gesellschaftlich akzeptiert ist. Es soll kostengünstig, verlässlich und unabhängiger von Importen sein, eine geringe Klimawirkungen aufweisen, gegenüber Klimaveränderungen resilient sein und sich zugleich einfach handhaben und gesellschaftlich integrieren lassen.“

„Während dieses grundlegenden Umbaus werden sich einzelne, eng miteinander verknüpfte Entwicklungsprozesse zwangsläufig nicht immer im Gleichklang bewegen. Ein prägnantes Beispiel ist die zeitliche und räumliche Diskrepanz zwischen dem Ausbau der Stromnetze und dem Ausbau erneuerbarer Erzeugungsanlagen. Die daraus resultierenden Engpässe verursachen erhebliche Kosten für das Engpassmanagement – im Jahr 2025 rund drei Milliarden Euro – und werfen Fragen hinsichtlich der Versorgungssicherheit auf. Daraus ergibt sich ein nachvollziehbarer Handlungsbedarf: Es braucht Maßnahmen, die mit diesen Herausforderungen umgehen, ohne das langfristige Ziel eines nachhaltigen Energieversorgungssystems aus den Augen zu verlieren.“

„Die Bundesregierung, in den Tagen auch der Bundestag und die Bundesnetzagentur verfolgen mit einem Bündel an Maßnahmen grundsätzlich genau diesen Ansatz. Dass bestehende Probleme adressiert und die Rahmenbedingungen für einen effizienteren Umgang mit Netzengpässen weiterentwickelt werden, ist daher in jedem Fall zu begrüßen.“

„Sinnvoll ist insbesondere, eingeschränkte und uneingeschränkte Netzanschlussmöglichkeiten für Marktakteure sichtbar zu machen. Die im EEG-Entwurf vorgesehene Ausweisung kapazitätslimitierter Netzgebiete kann hierzu einen Beitrag leisten. Ein ökonomischer Ansatz über eine Anpassung der Netzentgeltsystematik im Sinne einer kostenreflexiven Ausgestaltung, wie sie europarechtlich bereits verankert ist, wurde hingegen hierfür leider nicht genutzt.“

„Problematisch ist bei der jetzt vorgeschlagenen Regelung vor allem die sich einstellende Risikoverlagerung: In den ausgewiesenen Netzgebieten sollen Anlagenbetreiber unter bestimmten Voraussetzungen bei netzbedingten Abregelungen keine Entschädigung für den nicht einspeisefähigen Strom erhalten. Damit werden Risiken auf die Projektentwickler und Betreiber erneuerbarer Energieanlagen verlagert, obwohl diese die Geschwindigkeit des erforderlichen Netzausbaus selbst nur begrenzt beeinflussen können.“

„Die daraus entstehenden Erlösrisiken sind schwer kalkulierbar. Weder der jährliche Umfang möglicher Einnahmeausfälle noch die Anzahl der betroffenen Betriebsjahre lassen sich verlässlich prognostizieren. Diese Unsicherheit erhöht das Investitionsrisiko und kann sich in ungünstigeren Finanzierungskonditionen und höheren Anforderungen an Sicherheiten niederschlagen.“

„Die Folgen dürften dabei nicht alle Marktakteure gleichermaßen treffen. Unterschiedliche finanzielle und organisatorische Voraussetzungen können dazu führen, dass sich die Akteurslandschaft weiter ausdifferenziert. Insbesondere kleinere, regional verankerte Akteure könnten beim Zugang zu Finanzierung und Projektrealisierung benachteiligt oder ganz aus dem Markt gedrängt werden.“

„Das wäre auch mit Blick auf die gesellschaftliche Akzeptanz der Energiewende problematisch. Gerade in Regionen mit hohen Potenzialen für erneuerbare Energien ist es wichtig, dass regionale Akteure weiterhin an deren Ausbau mitwirken und wirtschaftlich partizipieren können.“

„Die zentrale Herausforderung besteht somit darin, Netzengpässe wirksam zu adressieren, ohne die damit verbundenen Risiken einseitig auf bestimmte Akteure des Erneuerbaren-Ausbaus zu verlagern.“

„Einige der im Rahmen der EEG-Novelle und im Netzpaket vorgesehenen Maßnahmen können dazu führen, dass erneuerbare Energieanlagen weniger Strom einspeisen, beziehungsweise vermarkten können. Dazu zählen beispielsweise die Wirkleistungsbegrenzung durch die 70-Prozent-Regelung bei PV-Freiflächenanlagen, Vorgaben zur Leistung im Verhältnis zur Rotorfläche sowie der Redispatch-Vorbehalt. Andere Maßnahmen, etwa Differenzverträge (CfD) können die erzielbaren spezifischen Erlöspotenziale negativ – oder durch steigende Finanzierungskosten die Höhe der notwendigen spezifischen Erlöse nach oben – beeinflussen.“

„Wenn Anlagen weniger Strom verkaufen können, sich ihre Erlösmöglichkeiten anderweitig verringern, oder die Kosten erhöhen, müssen die verbleibenden Strommengen grundsätzlich höhere spezifische Erlöse erzielen, damit die erforderlichen jährlichen Einnahmen zur Refinanzierung der Investition erreicht werden.“

„Anders ausgedrückt: Wenn zum Beispiel eine Anlage weniger Strom vermarkten kann, muss jede verkaufte Kilowattstunde einen höheren Beitrag zur Deckung der Investitions- und Betriebskosten leisten.“

„Dies kann die erforderliche Förderintensität je erzeugter beziehungsweise vermarkteter Stromeinheit erhöhen. Da die Förderung aus öffentlichen Mitteln finanziert wird, wird damit auch der Bedarf an Steuergeldern steigen.“

„Sollten die vorgesehenen Regelungen zudem den Ausbau erneuerbarer Energien bremsen, könnte sich dies auf den Strombörsenpreis in engpassfreien Phasen auswirken. Erneuerbare Energien bieten ihren Strom aufgrund ihrer typischerweise sehr niedrigen Grenzkosten häufig zu Preisen nahe Null an. Ein geringerer Ausbau kann daher dazu führen, dass teurere, preissetzende Kraftwerke häufiger zur Deckung der Nachfrage benötigt werden. Dies könnte den Börsenstrompreis erhöhen und zu höheren Strombezugskosten führen.“

„Gleichzeitig ist allerdings zu berücksichtigen, dass die Maßnahmen zur Begrenzung von Netzengpässen voraussichtlich auch die Kosten des Engpassmanagements senken. Diese Kosten fließen über die Netzentgelte in den Strompreis für Endkunden ein, und wirken den beschriebenen Strommarkteffekt entgegen.“

„Für die Gesamtwirkung auf den Strompreis und die Gesamtkosten kommt es daher darauf an, wie sich mögliche Mehrkosten durch höhere Förderbedarfe und Börsenpreise zu den Einsparungen beim Engpassmanagement verhalten. Eine abschließende Bewertung erfordert eine quantitative Betrachtung dieser gegenläufigen Effekte.“

„Positiv ist, dass die überarbeiteten Regelungen die möglichen Belastungen für Anlagenbetreiber stärker berücksichtigen als in früheren Entwürfen und den Umfang der jährlichen Vergütungsausfälle sowie die Dauer der betroffenen Zeiträume begrenzen. Vorgesehen ist eine Begrenzung auf einen Vergütungsausfall von 20 Prozent pro Jahr und auf einen Zeitraum von drei bis maximal sechs Jahren.“

„Damit werden die Risiken gegenüber einer unbeschränkten Regelung reduziert, führt aber überschlägig dennoch im Extremfall in Summe zu einer Vergütungsdauerreduktion von über einem Jahr. Ein erhebliches Investitionsrisiko bleibt somit weiter bestehen. Insbesondere die Unsicherheit über den tatsächlichen Umfang der Erlösausfälle und die damit verbundene mögliche Benachteiligung kleinerer und regionaler Akteure werden dadurch nicht ausreichend beseitigt.“

„Ein möglicher Lösungsansatz wäre, den Anlagenbetreibern zu ermöglichen, die aufgrund des Redispatch-Vorbehalts nicht vergüteten Strommengen am Ende des regulären Vergütungszeitraums nachzuholen. Ein vergleichbares Prinzip besteht bereits im Zusammenhang mit negativen Strommarktpreisen. Somit wären Anlagen, welche sich in diesen Netzgebieten befinden, im Förderumfang nicht benachteiligt, sondern ‚nur ‘ im Förderzeitpunkt beeinträchtigt.“

„Eine solche Regelung könnte die wirtschaftlichen Risiken für Anlagenbetreiber reduzieren, ohne den eigentlichen Zweck der Maßnahme – den kostenreduzierten Umgang mit Netzengpässen – aufzugeben. Sie würde insbesondere die Unsicherheit darüber verringern, ob und in welchem Umfang die ursprünglich erwarteten Erlöse tatsächlich realisiert werden können. Zugleich könnte sie dazu beitragen, die unterschiedlichen Marktakteure unter vergleichbarere wirtschaftliche Voraussetzungen zu stellen. Die Änderungen könnten mit überschaubarem gesetzgeberischem Aufwand umgesetzt werden. Sie würden dazu beitragen, die notwendigen Maßnahmen zur Bewältigung von Netzengpässen mit einem verlässlichen Investitionsrahmen und einem möglichst breiten Zugang unterschiedlicher Akteure zur Energiewende zu verbinden.“

„Ich habe das angepasste Referenzertragsmodell für Windkraft im Süden zuletzt begrüßt. Meine Nachrechnung zeigt jedoch: In Kombination mit dem ebenfalls neuen Pachtdeckel läuft die Anhebung des Korrekturfaktors weitgehend ins Leere. Beide Regelungen stehen an verschiedenen Stellen des Entwurfs und werden getrennt begründet – sie wirken aber beide auf die Wettbewerbsfähigkeit windschwacher Standorte in den Ausschreibungen. Das ist aus meiner Sicht der wichtigste Punkt, den der Bundestag noch korrigieren kann.“

„Der Pachtdeckel selbst ist gut begründet: Die Pachten sind zeitweise stark gestiegen, sie gehen über die Gebotswerte ins EEG-Konto und damit zu Lasten der Stromkunden. Wucher zu begrenzen ist richtig. Übersehen wurde, dass der Pachtdeckel Windkraft im Süden verhindern kann. Weil im Norden die Erlöse höher sind, wurden dort auch prozentual höhere Pachten gezahlt: rund 24 Prozent der Erlöse an einem 120-Prozent-Standort gegenüber rund 12 Prozent an einem 60-Prozent-Standort. Dieses Gefälle hat den Ertragsnachteil des Südens zu einem erheblichen Teil ausgeglichen.“

„Der Korrekturfaktor im Gesetz gleicht ihn bewusst nur teilweise aus – den Rest hat der Pachtmarkt getragen. Wird die Pacht bundesweit einheitlich auf 3,5 Prozent gedeckelt, fällt dieser Ausgleich ersatzlos weg. Nach meiner Modellrechnung verliert ein 60-Prozent-Standort im Süden 8,5 Prozentpunkte relativer Wirtschaftlichkeit, während ein 150-Prozent-Standort im Norden 14,8 Prozentpunkte gewinnt. Der Deckel ist also kein regional neutraler Eingriff: Er senkt die Kosten dort am stärksten, wo die Pachten am höchsten waren.“

„Für die Ausschreibungen zählt, wie sich das in Gebote übersetzt. Ein norddeutscher Park durchschnittlicher Güte kann sein Gebot um rund 1,1 Cent je Kilowattstunde senken, ohne wirtschaftlich schlechter dazustehen, ein süddeutscher um rund 0,4 Cent. Die Differenz von rund 0,6 Cent liegt genau in der Größenordnung, in der sich Zuschlag und Nichtzuschlag entscheiden.“

„Dagegen wirkt die geplante Anhebung des Korrekturfaktors auf 1,65 kaum: Sie gilt nach der Entwurfsbegründung nur für Standortgüten von 50 Prozent und darunter. Bei 60 Prozent bleibt es bei 1,42, bei 70 Prozent bei 1,29 – und genau dort liegen die typischen süddeutschen Standorte. Wie ernst die Lage ist, zeigen die Ausschreibungen: Im Februar und Mai 2026 gingen 0,9 und 2,2 Prozent des Volumens nach Bayern. In der Südregion sind rund 54 Prozent der genehmigten Windleistung ohne Zuschlag, allein in Bayern etwa 3,5 Gigawatt – und diese Genehmigungen laufen aus. Wir hätten dann eine Situation wie 2014, als nach 2011 – Atomausstieg – alle projektiert haben und Horst Seehofer durch die Einführung der 10-H-Abstandsregel den Ausbau der Windkraft in Bayern beendet hatte.(10-H-Abstandsregel: Windenergieanlagen mussten zwischen 2014 und 2022 einen Abstand von 10 Mal ihrer Gesamthöhe von Ortsgrenzen einhalten; Anm.d.Red.).“

„Ich sehe zwei Hebel, die sich ergänzen. Erstens die Korrekturfaktoren anpassen: Bayern und Baden-Württemberg fordern im Bundesrat 1,80 bei 50 und 1,54 bei 60 Prozent Standortgüte. Das entspricht fast genau dem Wert, der rechnerisch nötig ist, um die Lage vor dem Deckel wiederherzustellen. Wichtig ist, die Kurve bis 90 Prozent Standortgüte durchzuziehen – sonst stünde ein 70-Prozent-Standort schlechter da als ein 60-Prozent-Standort, und das Gesetz setzte einen Anreiz, den schlechteren Standort zu bebauen.“

„Zweitens ein Südsegment oder eine Südquote von mindestens 20 Prozent der Ausschreibungsmenge einführen. Dass das europarechtlich möglich ist, zeigt das Rechtsgutachten, das der LEE Bayern (Landesverband Erneuerbare Energien Bayern) und die Plattform Erneuerbare Energien Baden-Württemberg vorgelegt haben. Die Quote wirkt sofort, das Referenzertragsmodell dauerhaft. Und wer am Deckel festhält, sollte zumindest die Übergangsfrist verlängern, weil sich Pachtverträge mit zweistelligen Zahlen beteiligter Eigentümer bis 2028 nicht nachverhandeln lassen.“

„Die Wirkung verteilt sich auch zwischen den Marktteilnehmern ungleich. Vom Entwurf profitieren die großen, im Norden aufgestellten Projektierer, die dort die höchsten Pachten gezahlt haben. Die Lasten tragen der Süden, kleinere Projektierer, der Mittelstand und vor allem die Bürgerenergiegenossenschaften: Für Flächeneigentümer, die sich vor Ort beteiligen, war die Pacht das zentrale Pfund in der Verhandlung. Fällt es weg, verlieren genau die Akteure an Boden, deren Beteiligung die Akzeptanz trägt. Und für die Stromkunden ist die Rechnung eindeutig: Den ersparten Förderkosten von geschätzt 100 bis 150 Millionen Euro für 10 Gigawatt Südwind stehen bis zu 1,8 Milliarden Euro vermeidbare Redispatch-Kosten pro Jahr gegenüber, die die Forschungsstelle für Energiewirtschaft für einen regional ausgewogenen Zubau errechnet hat. Ein Verhältnis von etwa 1 zu 12.“

„Süddeutschland braucht die Windkraft: günstiger Strom in der Region, nahe an der Industrie, zur Entlastung der Nord-Süd-Trassen und der Stromkosten (Redispatch) und politisch ist sich der Süden in diesem Punkt über Söder, Aiwanger, Özdemir hinweg erfreulicherweise einig.“

„Die Zahlen beruhen auf einer Modellrechnung mit einem angenommenen Gebotswert von 5 Cent je Kilowattstunde und einem Pachtniveau von 20 Prozent der Erlöse am 100-Prozent-Standort. Rechenweg, Annahmen und Sensitivitäten sind hier [1] dokumentiert.“