Energiewende: Einordnungen und Kritik zu Netzanschlusspaket- und EEG-Entwürfen

„Die stärkere Verzahnung von erneuerbaren Energien, Netzen, Speichern und Flexibilität ist grundsätzlich richtig und überfällig. Positiv sind transparentere und digitalisierte Netzanschlussverfahren, flexible Anschlussvereinbarungen, bessere Bedingungen für Speicher sowie die Abkehr vom ursprünglich vorgesehenen pauschalen Redispatch-Vorbehalt. Der nun gefundene Kompromiss ist deutlich ausgewogener, weil er den Ausbau der erneuerbaren Energien nicht grundsätzlich unter einen Genehmigungsvorbehalt stellt, sondern stärker auf systemdienliche Anreize setzt.“

„Kritisch bleibt jedoch die Grundrichtung der Reform. Netzengpässe werden zunehmend zum Risiko der Betreiber erneuerbarer Anlagen gemacht. Dabei entstehen sie nicht allein durch einen zu langsamen Netzausbau. Es fehlt ebenso an Digitalisierung, Smart Metern, Speichern, flexibler Nachfrage und intelligenter Steuerung. Es fehlen vor allem die Flexibilität und Intelligenz im Stromsystem. Vorhandene Netzkapazitäten werden deshalb vielerorts nicht optimal genutzt.“

„Wenn in kapazitätslimitierten Gebieten Redispatch-Entschädigungen eingeschränkt werden, droht aus diesen strukturellen Versäumnissen eine Investitionsbremse für Wind- und Solarenergie zu werden. Marktintegration darf nicht zur Risikoabwälzung werden. Netzengpässe müssen durch schnelleren Netzausbau, Digitalisierung, Speicher, flexible Verbraucher und intelligente Anschlusskonzepte behoben werden, nicht durch zusätzliche Investitionsrisiken für erneuerbare Energien.“

„Eine regionale Steuerung des Zubaus kann sinnvoll sein, wenn sie transparent, zeitlich eng begrenzt und mit verbindlichen Ausbau- und Modernisierungspflichten der Netzbetreiber verknüpft wird. Andernfalls droht aus einem Übergangsinstrument eine dauerhafte Ausbaubremse zu werden.“

„Auch die EEG-Novelle enthält richtige Ansätze zur Marktintegration und zur stärkeren Einbindung von Speichern. Problematisch ist jedoch, dass die Förderung kleiner Photovoltaikanlagen zurückgefahren und die Direktvermarktung ausgeweitet werden soll, obwohl die Voraussetzungen dafür vielerorts noch fehlen. Smart Meter, Steuerungstechnik und einfache, bezahlbare Direktvermarktungsangebote sind keineswegs flächendeckend verfügbar.“

„Hier stimmt die Reihenfolge nicht. Erst die digitale Infrastruktur schaffen, Prozesse standardisieren und Kosten senken, dann neue Verpflichtungen einführen. Wer die Einspeisevergütung zurückfährt, bevor die Alternative in der Praxis funktioniert, baut die Brücke ab, bevor das neue Ufer erreichbar ist. Das riskiert einen Dämpfer beim Ausbau der Dach-Photovoltaik und schwächt gerade Bürgerenergie und private Investitionen.“

„Erschwerend kommt hinzu, dass die lange Verhandlungsdauer Unsicherheit geschaffen und Investitionsentscheidungen verzögert hat. Die Energiewende braucht verlässliche Rahmenbedingungen. Politische Hängepartien kosten Zeit, erhöhen Risiken und verteuern Projekte.“

„Insgesamt besteht die Gefahr, dass unter dem berechtigten Leitbild der Systemdienlichkeit neue Hürden entstehen. Die Energiewende braucht mehr Systemverantwortung, aber ebenso Investitionssicherheit, Planbarkeit und Tempo. Das 80-Prozent-Ziel wird nur erreichbar sein, wenn Netze, Digitalisierung, Smart Meter, Speicher und Flexibilitäten endlich mit derselben Entschlossenheit vorangebracht werden wie Wind- und Solarenergie.“

„Die zwingend notwendige Grundlogik der ersten Entwürfe wurde beibehalten. Das Gesamtsystem muss ausgewogen unter Beibehaltung der Ziele für die erneuerbaren Energien entwickelt werden. Dabei darf keine kostbare Subvention in ohnehin wirtschaftliche Anlagen fließen oder Anlagen an nur extrem teuer zu entwickelnden Standorten finanziell sorglos gestellt werden. Wie in einer guten Demokratie üblich wurden nach dem ersten Aufschlag nun einige Aspekte nach Diskussionen präzisiert. Zum Beispiel die Begrenzung eines Verzichts auf Vergütung von maximal 10 bis 20 Prozent der Jahreserzeugungsmenge, wodurch Anlagen sicher zu finanzieren sind. Auch wird ein Übergang in die Direktvermarktung von kleinen Anlagen zeitlich befristet angereizt, was die Kontinuität beim Ausbau kleiner Anlagen befördert. Die Kernaspekte Marktintegration, wirtschaftlich sinnvolle Förderung wo notwendig und Gesamtsystemgestaltung aus Netz, Erzeugung, Abnahme und Speicherung werden vernünftig adressiert. Durch die Maßnahmen wird die Energiewende logisch und sinnvoll vorangetrieben, damit die Kosten nicht weiter weglaufen und untragbar werden.“

„Die größte Stärke des Kompromisses ist, dass der Redispatch-Vorbehalt nicht eins zu eins kommt. Das ist ausdrücklich zu begrüßen: Ein zehnjähriger Entschädigungsverzicht hätte den Ausbau erneuerbarer Energien in weiten Teilen Deutschlands über ein Jahrzehnt abgewürgt, weil keine Bank ein Projekt finanziert, dessen Erlösgrundlage der Netzbetreiber jederzeit entschädigungslos entziehen kann. Die nun vorgesehene Deckelung der maximal entfallenden Redispatch-Entschädigung macht Projekte wieder bankfähig und steuert den Zubau dorthin, wo die Netze noch Luft haben – das ist der richtige Mechanismus: lenken statt abwürgen.“

„Positiv ist auch die Gesamtsystemsicht, die das BMWE einnimmt. Das gesamte System muss sich tragen – nicht nur der Zubau zählt, sondern das Zusammenspiel von Erzeugung, Netzen, Speichern und Verbrauch. Wer aber von Gesamtsystemsicht spricht, muss sie konsequent zu Ende denken: Kosteneinsparungen sind insbesondere noch bei den Netzbetreibern möglich, die mit exorbitant hohen, garantierten Eigenkapitalverzinsungen arbeiten. Es passt nicht zusammen, den Rotstift bei Handwerkern, Gewerbetreibenden und Bürgern anzusetzen, während die regulierten Renditen der Netzbetreiber unangetastet bleiben. Auch die Ausweisung der ‚Hotspots‘ durch die Netzbetreiber selbst ist eine Schwäche: Wer den Netzausbau verschleppt hat, definiert künftig die Gebiete, in denen die Erneuerbaren dafür haften. Die im Entwurf verbliebene Netzausbaupflicht in Engpassgebieten muss deshalb sanktionsbewehrt und überprüfbar sein.“

„Der Anreiz für Co-Location-Speicher – Anschlussleistung unterhalb der installierten Leistung, Speicher hinter dem Netzverknüpfungspunkt – (zum Beispiel Batteriespeicher, die mit einem Solarpark gemeinsam am Stromnetz angeschlossen sind und bei Abregelung den Strom des Parks aufnehmen können; Anm. d. Red.) ist richtig und entspricht dem, was Studien wie die von BET [V] zur systemdienlichen Anschlussleistung längst vorrechnen. Dann müssen aber konsequenterweise auch die Redispatch-Regelungen geändert werden: Abgeregelt werden darf erst am Netzverknüpfungspunkt und nicht direkt am Wechselrichter, sodass der Strom gar nicht erst in den Speicher gelangen kann. Heute passiert es oft, dass Solarstrom abgeregelt und mit rund drei Cent entschädigt wird – und im selben Haushalt oder Gewerbe anschließend Strom für über 30 Cent bezogen werden muss. Das erfreut Netzbetreiber und Stromhändler, weil die Netze doppelt entlastet werden und zusätzlich Strom verkauft wird. Aber es ist völlig widersinnig: Es ist, wie wenn der Gemüsehändler in deinen eigenen Garten tritt und das Gemüse platt trampelt, um im Anschluss seines zu verkaufen.“

„Die monatelange Hängepartie hat bereits Schaden angerichtet. Seit dem Leak im Februar wusste niemand – vom Projektierer über die Bank bis zum Solarteur –, zu welchen Bedingungen künftig angeschlossen, vergütet und entschädigt wird. Unklarheit ist Gift für Investitionen; das Umweltbundesamt bezifferte die möglichen Mehrkosten des ursprünglichen Redispatch-Vorbehalts auf bis zu 40 Milliarden Euro. Dieser Attentismus wirkt nach: Aufgeschobene Projekte, verunsicherte Handwerksbetriebe und zurückgestellte Investitionsentscheidungen holt man nicht per Kabinettsbeschluss zurück.“

„Der Kompromiss selbst kann den Schaden begrenzen, wenn er handwerklich sauber umgesetzt wird. Die regionale Steuerung wird den Zubau in Engpassgebieten verlangsamen und in netzstarke Regionen verlagern. Das ist verkraftbar, solange die Netzbetreiber parallel liefern müssen – was sie auch sollten bei diesen staatlich garantierten hohen Entlohnungen. Auch hier gilt: Leistung darf etwas wert sein und mangelhafte Leistung nicht belohnt werden. Entscheidend bleibt die Reihenfolge: Der Netzausbau ist auf das Tempo des Ausbaus der erneuerbaren Energien zu bringen, nicht umgekehrt. Die Schildkröte muss so schnell werden wie der Hase – nicht der Hase im Schildkrötentempo krabbeln. Ohne verbindliches Monitoring und Mengenpfad bleibt zudem das Risiko, dass das 80-Prozent-Ziel von einer gesetzlichen Verpflichtung zur bloßen Willenserklärung wird.“

„Das angepasste Referenzertragsmodell für Windkraft im Süden ist zu begrüßen. Es gibt endlich die politische und kommunale Unterstützung für Windkraft in Süddeutschland – allein in Bayern warten über 1000 genehmigte Windkraftanlagen, die beim Status quo nicht zum Zuge kämen, obwohl in den süddeutschen Netzen noch richtig Luft für Windstrom ist. Windstrom aus dem Süden ist gelebte Gesamtsystemsicht: Er entlastet die Nord-Süd-Trassen und senkt Redispatch-Kosten.“

„Auch die Fortschreibung der Biomasse mit dem 9,5-Gigawatt-Ziel ist richtig. Dieses grüne Gas ist unterm Strich günstiger als der Import von fossilem Erdgas oder Wasserstoff, es ist flexibel einsetzbar, wenn Wind und Sonne pausieren – und es ist heimisch. Das bedeutet weniger Erpressbarkeit und mehr Freiheit, Unabhängigkeit und Frieden. Werte, die alle Parteien politisch vertreten sollten.“

„Beim Ende der festen Vergütung für Anlagen unter 25 Kilowatt gilt: Der Übergang über eine befristete Übergangszahlung und einen Direktvermarktungsbonus ist akzeptabel – aber nur, wenn der Smart-Meter-Rollout endlich vollzogen wird. Ohne Schnittstellen kann keine Vermarktung erfolgen. Man kann nicht Millionen kleiner Anlagen in die Direktvermarktung schicken, während die Verteilnetzbetreiber den digitalen Unterbau dafür schuldig bleiben. Wer die Marktintegration fordert, muss die Digitalisierung liefern – mit klaren, sanktionsbewehrten Fristen für die Netzbetreiber. Und das Abregeln am Wechselrichter selbst muss endlich aufhören. Es braucht eine Regelung am Netzverknüpfungspunkt, der für das Netz den gleichen Effekt hat, aber die Energie hinter dem Netzanschlusspunkt nutzbar hält für den Eigenverbrauch, die Speicherung oder die Sektorenkopplung über Elektromobilität, Power-to-Heat oder Power-to-X via Wasserstoff.“

„Die stärkere Synchronisierung des Ausbaus erneuerbarer Energien mit dem Netzausbau ist ein zentrales Ziel, um die Kosten der Energiewende zu begrenzen und damit ihre gesellschaftliche sowie wirtschaftliche Akzeptanz langfristig zu sichern. Maßnahmen zur Erhöhung der Netzauslastung sind hierfür von besonderer Bedeutung, da sie eine effizientere Nutzung bestehender und zukünftiger Netzinfrastrukturen ermöglichen. Die hierfür geeigneten Instrumente sollten konsequent weiterentwickelt werden, um die Netzauslastung zu erhöhen, ohne die Geschwindigkeit der Dekarbonisierung zu beeinträchtigen.“

„Der EEG-Entwurf des BMWE greift diesen Zusammenhang grundsätzlich auf und verfolgt das Ziel, die Systemkosten durch eine höhere Netzauslastung zu reduzieren. Dieses Ziel ist ausdrücklich zu begrüßen.“

„Gleichzeitig sollte sichergestellt werden, dass die vorgesehenen Regelungen den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien nicht verlangsamen. Wesentliche Potenziale zur Erhöhung der Netzauslastung liegen weiterhin außerhalb des EEGs und können durch die Novelle nur begrenzt adressiert werden. Hierunter zählen insbesondere die Digitalisierung des Energiesystems – zum Beispiel durch Smart Meter und Smart Grids –, die stärkere Flexibilisierung des Stromverbrauchs – zum Beispiel durch zeitvariable Netzentgelte – sowie eine bedarfsgerechtere Fahrweise bestehender Erzeugungsanlagen, beispielsweise von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen oder industriellen Eigenerzeugungsanlagen. Solange diese Potenziale nicht im erforderlichen Umfang erschlossen werden, besteht das Risiko, dass Maßnahmen innerhalb des EEG allein zu einer Verlangsamung des Ausbaus erneuerbarer Energien beitragen, ohne die angestrebte Erhöhung der Netzauslastung im gleichen Umfang zu erreichen.“

„Die vorgeschlagene EEG-Novelle beinhaltet zudem das Risiko, dass eine umfangreiche Ausweisung sogenannter Hot-Spot-Gebiete, in denen bei netzbedingten Abregelungen keine Entschädigungszahlungen mehr erfolgen sollen, die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für neue Projekte erheblich verändert. Durch die Verlagerung des Netzengpassrisikos auf die Anlagenbetreiber steigen Investitionsunsicherheit und Finanzierungsrisiko. Diese Risiken wirken sich jedoch nicht auf alle Akteursgruppen gleichermaßen aus. Während größere Marktakteure aufgrund ihrer Kapitalausstattung, ihres diversifizierten Anlagenportfolios und ihrer Möglichkeiten zur Risikostreuung zusätzliche Unsicherheiten vergleichsweise gut absichern können, stellen sie für Kommunen, Bürgerenergiegesellschaften sowie private Investoren häufig eine deutlich höhere Investitionshürde dar. Dadurch besteht die Gefahr, dass sich Investitionen in Hot-Spot-Gebieten zunehmend auf wenige kapitalkräftige Akteure konzentrieren, während regionale und bürgergetragene Projekte an Wettbewerbsfähigkeit verlieren oder gar nicht mehr realisiert werden.“

„Eine solche Entwicklung würde die Akteursvielfalt beim Ausbau der erneuerbaren Energien einschränken. Gleichzeitig könnten regionale Wertschöpfung, kommunale Beteiligung und Identifikation mit der Energiewende zurückgehen. Forschungsergebnisse zeigen, dass gerade die Beteiligung regionaler Akteursgruppen einen wesentlichen Erfolgsfaktor für die gesellschaftliche Akzeptanz der Energiewende und der hierfür erforderlichen Infrastrukturmaßnahmen darstellt. Die Ausgestaltung der EEG-Novelle sollte deshalb sicherstellen, dass marktwirtschaftliche Anreize zur Erhöhung der Netzauslastung nicht unbeabsichtigt zu einer Verdrängung kleinerer Akteursgruppen führen.“

„Positiv hervorzuheben ist die vorgesehene Erhöhung der Ausschreibungsmengen für Windenergie sowie die stärkere Berücksichtigung geringerer Windgeschwindigkeiten in süddeutschen Regionen. Dadurch können zusätzliche Ausbaupotenziale erschlossen und Netzkapazitäten genutzt werden, die bislang überwiegend durch den Photovoltaikausbau geprägt sind. Gleichzeitig sollte gewährleistet werden, dass auch in Wind-Hot-Spot-Gebieten der Ausbau der Photovoltaik weiterhin in ausreichendem Umfang möglich bleibt. Aufgrund der zeitlich unterschiedlichen Einspeiseprofile von Wind- und Solarenergie können beide Technologien die vorhandene Netzinfrastruktur in vielen Fällen komplementär nutzen und damit am besten gemeinsam zu einer höheren Netzauslastung beitragen.“

„Neben den technischen und energiewirtschaftlichen Zusammenhängen sollten auch die langfristigen Investitionswirkungen der vorgesehenen Regelungen berücksichtigt werden. Die vorgesehene Reduzierung der Vergütung für nicht selbst verbrauchte Strommengen aus Photovoltaik-Dachanlagen könnte dazu führen, dass sich private Investitionsentscheidungen stärker am aktuellen Strombedarf und dem realisierbaren Eigennutzungsgrad, als am langfristig verfügbaren Dachflächenpotenzial orientieren. Zukünftige Entwicklungen, beispielsweise durch Elektromobilität, Wärmepumpen oder einen steigenden Kühlbedarf infolge des Klimawandels, würden damit bei der Dimensionierung neuer Anlagen möglicherweise nicht ausreichend berücksichtigt. Da eine nachträgliche Erweiterung von Photovoltaikanlagen regelmäßig mit höheren spezifischen Investitionskosten verbunden ist als eine von Beginn an vollständige Nutzung geeigneter Dachflächen, besteht die Gefahr langfristiger Lock-in-Effekte (aufgebaute Infrastruktur oder Technikentscheidungen behindern Umstieg auf Alternativen; Anm. d. Red.). Volkswirtschaftlich könnten dadurch kostengünstig erschließbare Erzeugungspotenziale dauerhaft ungenutzt bleiben.“

„Vor diesem Hintergrund sollte der regulatorische Rahmen Anreize setzen, das technisch und gesamtwirtschaftlich verfügbare Dachflächenpotenzial möglichst vollständig zu erschließen, anstatt Investitionsentscheidungen verstärkt am aktuellen Eigenverbrauch auszurichten. Für das Erreichen der Klimaschutzziele inklusive der Dekarbonisierung der Sektoren Strom, Wärme und Verkehr wird langfristig nahezu das gesamte erschließbare Photovoltaikpotenzial benötigt.“

„Die nunmehr den Ländern und Verbänden zur Anhörung übersendeten Gesetzentwürfe für das EEG 2027 und das sogenannte Netzpaket weisen eine Reihe von Unterschieden zu den bekanntgewordenen Vorentwürfen auf. Auffällig ist, dass es dabei an den entscheidenden Stellen weniger strukturelle Veränderungen, sondern eher Anpassungen im Detail gibt. Die aus der rechtswissenschaftlichen Perspektive bestehenden strukturellen Probleme der bisherigen Entwürfe bleiben damit im Kern bestehen. Im Netzpaket sind weiterhin zwei zentrale Aspekte ungelöst:“

„Erstens: Die Vereinbarkeit mit dem Unionsrecht ist nicht vollständig gewährleistet. Dies betrifft sowohl die Berechtigung der Netzbetreiber zur Erhebung von Baukostenzuschüssen, über die allein die Bundesnetzagentur entscheiden darf, als auch die Parameter zur Bestimmung der kapazitätslimitierten Gebiete. Diese dürften trotz der vorgenommenen Änderungen den Anforderungen der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie noch nicht vollständig entsprechen. So fehlt etwa eine Unterscheidung zwischen den vom Übertragungs- und den vom Verteilernetzbetreiber angeforderten Redispatch. Zudem dürfte der Schwellenwert von fünf Prozent Redispatchvolumen deutlich zu gering sein.“

„Zweitens: Die Regelung des bisher als Redispatch-Vorbehalts bezeichneten Mechanismus basiert darauf, dass an die Stelle des gesetzlichen Netzanschlussanspruchs des Anlagenbetreibers nur noch ein Anspruch auf einen Netzanschlussvertrag tritt. Damit muss der Anlagenbetreiber sich mit dem Netzbetreiber einigen, um seine Anlage anschließen zu dürfen. Verträge setzen aber voraus, dass beide Seiten ein Interesse an dem Abschluss des Vertrages haben. Dies ist hier gerade nicht der Fall, weil die Netzbetreiber keinen Vorteil aus dem Anschluss einer weiteren Anlage in einem Netzengpassgebiet haben. Vielmehr erwachsen ihnen daraus weitere Nachteile. Denn die Redispatchkosten werden als volatile Kosten eingeordnet und haben damit einen negativen Einfluss auf die Eigenkapitalrendite.“

„Daher ist es betriebswirtschaftlich vernünftig, dass sich der Netzbetreiber so verhält, dass der Vertrag nicht oder jedenfalls weit verzögert zustande kommt. Bisher verhindert das erst mit dem EEG eingeführte gesetzliche Schuldverhältnis genau dieses Verhalten, das in der Zeit vor 2000 gängige Praxis war: Der Anlagenbetreiber hat aus dem Gesetz einen Netzanschlussanspruch und ist nicht auf eine Zustimmung des Netzbetreibers angewiesen. Mit der geplanten Streichung des gesetzlichen Schuldverhältnisses würde der Gesetzgeber genau dieses – rationale und daher nicht individuell vorwerfbare – Verhalten wieder ermöglichen. Daran ändert auch die gesetzliche Verpflichtung der Netzbetreiber zur Vorlage eines Vertrages nichts – dabei handelt es sich um ein stumpfes Schwert. Denn die Pflicht kann nicht durchgesetzt werden, auch gerichtlicher Rechtschutz böte keine effektive Handhabe. Denn das Gericht könnte den Netzbetreiber nur dazu verurteilen, einen angemessenen Vertrag abzuschließen, aber dessen Inhalt könnte es aber nicht vorgeben. Dieser bliebe weiterhin einem Aushandlungsprozess überblassen. Der Gesetzgeber würde hier einen Fehlanreiz setzen.“

„Wie komplex das Zusammenwirken von gesetzlichen und außerrechtlichen Steuerungswirkungen ist, lässt sich auch an der im überarbeiteten Entwurf vorgesehenen Begrenzung der nicht zu entschädigenden Redispatchmengen auf 10 bis 20 Prozent der jährlichen Stromerzeugung verdeutlichen. Diese Regelung würde die ökonomischen Unwägbarkeiten reduzieren und damit die Planbarkeit stärken. Aufgrund der konkreten Ausgestaltung des Vorschlags wird das Ziel der Planungssicherheit aber nur teilweise erreicht. Denn für den Anlagenbetreiber entstünde so die Situation, dass er aufgrund der Suspendierung des sogenannten Redispatch 2.0 – die Neuordnung des Redispatch-Verfahrens im Jahr 2021 – bis Ende 2031 in den meisten Fällen sowohl den finanziellen – worunter im Fall von EEG-Anlagen im Kern die Marktprämie fällt – als auch den bilanziellen Ausgleich – der die abgeregelten Strommengen ersetzt – verlöre.“

„Obwohl der Gesetzentwurf nur am finanziellen Ausgleich ansetzt und diesen entfallen lässt, würde im Ergebnis auch der bilanzielle Ausgleich entfallen. Denn dieser ist derzeit ‚Bestandteil‘ des finanziellen Ausgleichs. Die Konsequenz wäre, dass die Anlagenbetreiber – direkt oder indirekt über den Direktvermarkter, der dieses Risiko aber an die Anlagenbetreiber weiterreichen würde – nicht nur die Marktprämie verlieren würden, sondern zudem die Strommengen am Intraday-Markt – also dem Teil des Strommarkts, an dem Strom für den aktuellen Tag gehandelt wird – nachbeschaffen müssten. Dadurch entsteht eine neue Unsicherheit, die als Investitionsrisiko wirken kann: Der Anlagenbetreiber kann nicht im Voraus absehen, zu welchem Preis er diese Mengen beschaffen kann. Dieses Preisrisiko verstärkt die ökonomische Wirkung des Verlusts von Markterlös und Förderung.“