EEG, Netzpaket und der geplante Redispatch-Vorbehalt: Wie könnten Netz- und Erneuerbaren-Ausbau besser verzahnt werden?

„Der Ausbau erneuerbarer Energien muss stärker mit der realen Netzkapazität verzahnt werden – nicht um gute Standorte zu verhindern, sondern um Erzeugung, Speicher, flexible Verbraucher und Netzausbau systemisch zusammenzuführen.“

„Entscheidend ist nicht nur, wo eine Anlage steht, sondern wie sie betrieben wird und ob sie lokal mit Speichern, Elektrolyseuren, Ladeinfrastruktur oder anderen Flexibilitäten kombiniert werden kann.“

„Für Netzbetreiber ist der Standort neuer Photovoltaik (PV)- und Windenergieanlagen relevant, weil Einspeisung räumlich konzentriert auftreten kann, während Verbrauch, Speicher und verfügbare Netzkapazität oft an anderen Orten liegen. Dadurch entstehen Netzengpässe, Redispatch-Bedarf und zusätzliche Systemkosten. Gerade in den Verteilnetzen wird diese Frage wichtiger, weil dort ein erheblicher Teil neuer PV-, Wind-, Speicher- und Ladeinfrastruktur angeschlossen wird.“

„Das gilt nicht nur für erneuerbare Erzeugungsanlagen. Auch Batteriespeicher, Elektrolyseure, Rechenzentren, industrielle Lasten, Ladeparks und neue steuerbare Kraftwerke können Netzengpässe verschärfen oder entschärfen. Deshalb sollte die Standortfrage nicht isoliert auf Wind und PV verengt werden. Systemisch relevant ist die Kombination aus Standort, Anschlussleistung, Betriebsweise, Steuerbarkeit und Netzsituation.“

„Es wäre volkswirtschaftlich nicht effizient, Netze für jede seltene Einspeisespitze vollständig auszubauen. Ein begrenztes Maß an Abregelung kann günstiger sein als sehr selten genutzte Netzkapazität.“

„Problematisch wird Abregelung dort, wo sie nicht mehr seltene Spitzen betrifft, sondern strukturell zeigt, dass Erzeugung und Netz dauerhaft auseinanderlaufen.“

Auf die Frage, welchen Anteil an abgeregelter Energie man für ein kosteneffizientes Netz hinnehmen sollte:
„Eine pauschale Prozentzahl ist fachlich nur begrenzt sinnvoll. Ob Abregelung akzeptabel ist, hängt von mehreren Faktoren ab: Häufigkeit, Dauer, Energiemenge, regionale Netzsituation, Kosten des Netzausbaus, Systemkosten des Redispatch, CO₂-Wirkung, verfügbare Flexibilität und erwartete Entwicklung des Netzausbaus und neuer Anschlüsse.“

„Kosteneffizient ist in der Regel nicht die vollständige Vermeidung jeder einzelnen Abregelungsstunde. Es kann günstiger sein, wenige sehr seltene Einspeisespitzen abzuregeln, statt Netzkapazität aufzubauen, die nur an wenigen Stunden im Jahr genutzt wird. Anders ist es, wenn Abregelung regelmäßig auftritt, große Energiemengen betrifft oder über mehrere Jahre anhält. Dann ist sie ein Hinweis auf strukturellen Netzausbaubedarf oder fehlende lokale Flexibilität.“

„Die Grenze sollte daher nicht allein als bundesweit einheitlicher Prozentwert definiert werden. Sinnvoller wäre eine regionale Systemkostenbewertung anhand der Fragen: Was kostet zusätzlicher Netzausbau? Was kostet Redispatch? Welche Flexibilitätsoptionen stehen zur Verfügung? Und wie verändern sich diese Größen mit geplanten Anschlüssen und Netzmaßnahmen?“

„Ein Redispatch-Vorbehalt adressiert ein reales Netzproblem, kann aber bei falscher Ausgestaltung Investitionsrisiken erhöhen und damit den Ausbau erneuerbarer Energien verlangsamen.“

„Eine 3-Prozent-Schwelle auf Basis des vorangegangenen Kalenderjahres ist als alleiniges Kriterium zu grob, weil sie Wetterjahre, temporäre Netzsituationen und konkrete Engpasswirkungen einzelner Projekte nicht ausreichend abbildet.“

„Der Ansatz des BMWE würde dazu führen, dass neue erneuerbare Energien-Anlagen in bestimmten Gebieten bei künftiger Abregelung keine Entschädigung erhalten. Das kann für Netzbetreiber kurzfristig Entlastung schaffen, weil Anschlussbegehren in besonders belasteten Netzbereichen gedämpft oder mit weniger Entschädigungsrisiken verbunden werden. Gleichzeitig verschiebt es erhebliche Risiken auf Anlagenbetreiber und Investoren.“

„Für Projektierer und Finanzierer entsteht dadurch ein schwer kalkulierbares Erlösrisiko. Das kann Finanzierungskosten erhöhen, Projekte verzögern oder Investitionen aus Regionen verdrängen, die aus Sicht von Flächenverfügbarkeit, Akzeptanz oder Erzeugungsqualität eigentlich sinnvoll wären. Für die Volkswirtschaft wäre das nachteilig, wenn gute erneuerbare Standorte verloren gehen, ohne dass gleichzeitig gesichert systemisch bessere Standorte oder Flexibilitätslösungen entstehen.“

„Die 3-Prozent-Schwelle ist besonders kritisch, wenn sie ausschließlich rückblickend auf das Vorjahr angewendet wird. Ein einzelnes Jahr kann durch Wetter, außergewöhnliche Einspeisesituationen, temporäre Netzengpässe oder verzögerte Netzbetriebsmittel geprägt sein. Zudem sagt eine aggregierte Abregelungsquote nicht automatisch, ob eine neue Anlage den relevanten Engpass wesentlich verschärft. Fachlich besser wäre eine prospektive Bewertung auf Basis von Netzsimulationen.“

„Der Redispatch-Vorbehalt sollte nicht das zentrale Steuerungsinstrument werden. Tragfähiger ist ein Instrumentenmix aus transparenter Netzkapazitätsinformation, flexiblen Netzanschlüssen, lokaler Flexibilität und verbindlichem Netzausbau.“

„Engpassregionen sollten nicht nur als Risikogebiete für Investoren betrachtet werden, sondern auch als Suchräume für Speicher, flexible Verbraucher, Elektrolyseure und netzdienliche Betriebskonzepte.“

„Ein geeigneter Lösungsansatz sollte drei Ziele gleichzeitig erfüllen: Er muss den Netzausbau effizienter machen, Investitionssicherheit für erneuerbare Energien erhalten und lokale Flexibilität systematisch aktivieren.“

„Erstens braucht es transparente regionale Netzkapazitätsinformationen. Projektierer sollten früh erkennen können, wo Netzanschlüsse kurzfristig gut integrierbar sind, wo Engpässe bestehen und welche Netzverstärkungen geplant sind. Solche Informationen müssen prospektiv sein und nicht nur historische Abregelung abbilden.“

„Zweitens sollten flexible Netzanschlussvereinbarungen stärker standardisiert werden. Anlagen könnten schneller angeschlossen werden, wenn nicht in jedem Fall die volle installierte Leistung jederzeit garantiert werden muss. Dafür braucht es aber klare, überprüfbare und finanzierbare Regeln: zum Beispiel Leistungshüllkurven (legen im Voraus fest, wann eine Einspeiseanlage wie viel Leistung einspeisen darf. Erlaubt, Anlagen anzuschließen, ohne das Netz auf jede seltene Einspeisespitze auslegen zu müssen; Anm. d. Red.), transparente Abregelungsgrenzen, definierte Steuerungsprozesse und eine faire Risikoverteilung zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber.“

„Drittens sollte die Einspeisung am Netzverknüpfungspunkt betrachtet werden und nicht an der Anlage. Wenn Wind- oder PV-Anlagen mit Batteriespeichern, Elektrolyseuren, Wärmeanwendungen oder anderen flexiblen Verbrauchern kombiniert werden, kann lokal erzeugter Strom genutzt oder zwischengespeichert werden, bevor er einen Engpass verschärft. Das ist häufig systemisch sinnvoller, als erneuerbare Erzeugung abzuregeln und an anderer Stelle konventionelle Erzeugung hochzufahren.“

„Viertens müssen solche Instrumente mit klaren Netzausbaupflichten verbunden bleiben. Redispatch und flexible Anschlüsse dürfen keine Dauerlösung sein, um notwendigen Netzausbau zu vermeiden. Sie sollten Übergangs- und Effizienzinstrumente sein, nicht Ersatz für strukturellen Ausbau.“

„Eine Erhöhung der Schwelle für kapazitätslimitierte Gebiete von drei Prozent auf zehn oder fünfzehn Prozent könnte helfen, sehr frühe, zufällige oder wetterjahresabhängige Gebietsausweisungen zu vermeiden. Allein löst ein höherer Schwellenwert das Problem aber nicht. Entscheidend ist weniger die konkrete Prozentzahl als die Methodik, mit der Netzengpässe bewertet werden. Die Bewertung sollte mehrjährig, prospektiv, transparent und engpassspezifisch erfolgen. Dabei sollten geplante Netzmaßnahmen, bereits zugesagte Anschlüsse, Speicher, flexible Lasten und die konkrete Wirkung neuer Anlagen auf relevante Netzbetriebsmittel berücksichtigt werden.“

„Eine bessere Weiterentwicklung des Redispatch-Vorbehalts wäre daher nicht nur eine höhere Schwelle, sondern ein methodisch robusteres Verfahren: prospektive Netzsimulationen, transparente Engpasssensitivitäten, standardisierte flexible Netzanschlussvereinbarungen und eine begrenzte, für Investoren finanzierbare Risikoteilung. Ergänzend können netzoptimierte Ausschreibungen ex ante Standortsignale setzen, ohne Investoren nachträglich mit schwer kalkulierbaren Redispatch-Risiken zu belasten.“

„Die Leitlinie sollte lauten: Netzoptimierung und Flexibilität zuerst, Netzausbau dort, wo er dauerhaft günstiger ist, und Redispatch als Sicherheits- und Übergangsinstrument.“

„Wenn das Netzpaket diese Logik abbildet, kann es helfen, Erneuerbaren-, Speicher-, Flexibilitäts- und Netzausbau besser zu synchronisieren. Wenn es dagegen vor allem Investitionsrisiken erhöht, ohne Netztransparenz, Flexibilität und Ausbaupflichten verbindlich mitzudenken, besteht das Risiko, dass es den Ausbau erneuerbarer Energien unnötig verlangsamt.“

„ Mit dem Redispatch-Vorbehalt verweigert der Staat die Verantwortung für die Koordination zwischen Netzausbauplänen und Ausschreibungsdesign für den Ausbau der Erneuerbaren. Stattdessen soll jeder einzelne Investor einen Consultant beauftragen, um Redispatch für die Projektlaufzeit zu prognostizieren. Diese Prognosen werden stark von Annahmen getrieben und unzuverlässig sein, insbesondere in Bezug auf die weitere Entwicklung des Strommarktdesigns. Das schafft keine robuste Investitionsgrundlage für eine kostengünstige Bankfinanzierung von Projekten. Damit sind Projekte auf teures Eigenkapital angewiesen, was entweder die Finanzierung ganz verhindert oder zu hohen Kosten führt, die an Stromkund*innen weitergegeben werden.“

„Anreize für die regionale Verteilung von Windenergieanlagen in Deutschland werden seit 25 Jahren erfolgreich mit dem Referenzertragsmodell gesetzt (Faktor, um den die Förderung von Windenergieanlagen erhöht wird, wenn die Anlage an einem ertragsschwächeren Ort – zum Beispiel in Bayern – betrieben werden soll; Anm. d. Red.). Zunächst passierte das im Rahmen der Einspeisetarife, dann im Ausschreibungsdesign. Das ergibt Sinn, denn eine Standortwahl kann nur zum Zeitpunkt der Investition erfolgen, dementsprechend sollten dann auch die entsprechenden Anreize vorliegen.“

„Für Wind- und Solaranlagen können und sollten deswegen alle notwendigen Anreize für die Standortwahl und systemfreundliche Auslegung direkt ins Ausschreibungsdesign integriert werden. Das schafft klare und wirksame Anreize. Zugleich entsteht durch langfristige vertragliche Absicherung mit neuen Differenzverträgen Investitionssicherheit. Das reduziert Finanzierungskosten und damit Stromgestehungskosten um bis zu 30 Prozent [1] [2].“

„Über die Standortwahl hinaus ist jedoch vor allem der netzdienliche Betrieb von Erzeugern, Speichern und Verbrauchern sehr relevant. Damit Strompreise wirksame Signale abbilden, müssen sie lokal sein. Die Bundeswirtschaftsministerin verweigert jedoch deren Einführung. Das verursacht den hohen Redispatchbedarf: Wenn zum Beispiel in einer Stunde in Bayern die Solarerzeugung extrem hoch ist, sinkt der einheitliche Großhandelspreis. Deutschlandweit gehen Stromkund*innen dann davon aus, dass sie die Solarproduktion aus Bayern nutzen können. Die Exporte aus Bayern ins restliche Deutschland würden jedoch Verteil- und Übertragungsnetze überfordern. Deswegen intervenieren die Netzbetreiber mit Redispatch – sie regeln PV-Erzeugung in Bayern ab und bezahlen Gaskraftwerke in anderen Teilen Deutschlands, um die Produktion zu ersetzen.“

„Marktpreise sollten den Wert von Strom abbilden. Wenn der Wert von Strom sich von Stunde zu Stunde und von Ort zu Ort stark unterscheidet, dann muss sich das in einem lokalen Marktpreis spiegeln. In dem Beispiel mit hoher Solarproduktion wäre also der lokale Marktpreis für München sehr gering. Das motiviert die Nutzung des Stroms vor Ort, um Autos und andere Batterien zu laden oder Wärmespeicher und Zwischenproduktspeicher in der Industrie zu füllen. Wenn das nicht reicht, um die Nachfrage dem Angebot anzugleichen, dann fällt der Preis so weit, dass ein Teil der Solarerzeuger nicht mehr einspeist. Die Stromkund*innen in Hamburg – besser gesagt ihre Energiemanagementsysteme – verschieben wegen des dort zur selben Zeit höheren Strompreises flexible Stromnachfrage – wenn möglich bis zu dem Zeitpunkt, zu dem dort Sonnen- oder Windproduktion steigt und der Preis wieder fällt.“

„Lokale Marktpreise vermeiden somit den Bedarf von Redispatch. Sie sind extrem wichtig für einen effizienten und sicheren Betrieb des Energiesystems mit allen zentralen und dezentralen Marktteilnehmern. Mit der Einführung von lokalen Marktpreisen entfällt der Redispatch-Bedarf und die Kosten von knapp vier Milliarden Euro pro Jahr werden eingespart.“

„Stattdessen ergeben sich dann aus der marktbasierten Vergabe von Übertragungskapazität zwischen den Regionen Erlöse. Wenn Strom einer Region exportiert wird, dann ist meistens der Preis geringer als in der Region, in die gerade importiert wird. Der Preisunterschied verbleibt bei der Marktplattform, wie auch jetzt schon im Handel zwischen Ländern. Mit den Erlösen können Stromkunden und erneuerbare-Energien-Projekte gegen lokale Preisrisiken abgesichert werden. Ziel ist also nicht die Steuerung von industriellen Standortentscheidungen mit lokalen Marktpreisen, sondern der effiziente Betrieb des Stromsystems. Energiekosten – etwa über ein Jahr hinweg – würden voraussichtlich auch mit lokalen Strompreisen deutschlandweit in einer ähnlichen Größenordnung liegen.“

„Lokale Markpreise vermeiden also Redispatch und bieten ein hilfreiches Signal zur besseren Koordination einer kostengünstigen Kombination aus moderatem Netzausbau, Investitionen zur Erschließung von lastseitigen Flexibilitätspotenzialen und Wind- und Solarausbau [3].“

„In einer bestehenden Netzinfrastruktur ist es vorteilhaft, wenn neue Erzeugungsanlagen dort gebaut werden, wo das Netz noch freie Kapazitäten hat. Allerdings sind oft die aus Erzeugungssicht besten Standorte solche, an denen bereits viele Anlagen stehen, und wo daher bereits häufiger Netzengpässe auftreten. Prinzipiell ist es sinnvoll, durch Preissignale anzuzeigen, wo ein zusätzlicher Netzanschluss niedrigere und wo er höhere Kosten verursacht, damit Projektierer dies in ihre Kalkulation einbeziehen können. Dies gilt ganz allgemein, also auch für neue Gaskraftwerke und für große Verbraucher wie Elektrolyseure oder Rechenzentren.“

Auf die Frage, welchen Anteil an abgeregelter Energie man für ein kosteneffizientes Netz hinnehmen sollte:
„Die Bestimmung einer volkswirtschaftlich optimalen Abregelungsmenge ist schwierig. Hier ist mir keine konkrete Zahl bekannt. Das vollständig ausgebaute Netz, das jede Kilowattstunde zu jeder Zeit aufnehmen kann, ist sicherlich nicht kosteneffizient. Aktuell dürfen Netzbetreiber im Rahmen der Spitzenkappung ihr Netz so dimensionieren, dass nicht mehr als drei Prozent der Energie aus erneuerbaren Energien pro Jahr abgeregelt wird. Diese Zahl basiert meiner Kenntnis nach aber nicht auf einer wissenschaftlichen Berechnung, sondern ist eine pragmatische Festlegung. Da die erneuerbaren Energien aber noch deutlich ausgebaut werden müssen, um das gesetzliche Ziel der Klimaneutralität zu erreichen, besteht derzeit kaum die Gefahr, dass zu viele Netzkapazitäten gebaut werden – eher im Gegenteil. Zusätzlich muss in die Flexibilisierung investiert werden, damit Einspeisespitzen so gut wie möglich genutzt werden können.“

„Anlagen, die in kapazitätslimitierten Gebieten errichtet werden sollen, müssen strukturell von geringeren Erlösen ausgehen und weisen aufgrund der erhöhten Erlösunsicherheit in der Regel höhere Finanzierungskosten auf. Um die Wirtschaftlichkeit zu gewährleisten, werden Projektierer in den EEG-Ausschreibungen folglich höhere Gebotswerte einreichen. Erhalten diese Projekte dennoch den Zuschlag, resultiert dies in einer höheren Marktprämie. Den niedrigeren Redispatch-Kosten, die aus Netzentgelten finanziert werden, stehen höhere EEG-Ausgaben gegenüber, die aus Steuermitteln finanziert werden. Unterm Strich würden die Kosten aufgrund der höheren Finanzierungskosten der EEG-Anlagen eher steigen.“

„Kommen die Projekte in kapazitätslimitierten Gebieten in den Ausschreibungen hingegen nicht zum Zuge und werden stattdessen Anlagen an Standorten bezuschlagt, die schlechtere Bedingungen für die Stromerzeugung aufweisen, dann werden im Gesamtsystem zwar Netzkosten gespart, jedoch erhöhen sich ebenfalls die EEG-Kosten. Welcher Effekt dabei überwiegt, lässt sich nicht pauschal sagen und ist von den konkreten Projekten abhängig.“

„Sollten Anlagen nur mit einer Förderung rentabel sein, die über dem jeweils zulässigen Höchstwert für EEG-Gebote liegt, dann verringert sich das Projektangebot. Es könnte dann sein, dass die Ausschreibungen unterzeichnet bleiben und somit insgesamt weniger Anlagen gebaut werden. Dieses Risiko besteht auch insbesondere dann, wenn ein Gebiet erst während der laufenden Planungs- und Genehmigungsphase eines Wind- oder Solarparks als kapazitätslimitiert ausgewiesen wird. In der Folge droht Deutschland seine Ausbauziele für erneuerbare Energien zu verfehlen.“

„Aus Sicht der Netzbetreiber stellt die Ausweisung eines kapazitätslimitierten Gebiets zunächst eine Entlastung dar. Zwar bleibt die gesetzliche Verpflichtung zum bedarfsgerechten Netzausbau formal bestehen, doch bietet eine bis zu zehnjährige Frist eine Alternative zum zügigen Netzausbau. Im operativen Netzbetrieb entsteht zudem der Anreiz, bevorzugt Neuanlagen ohne Entschädigungsanspruch abzuregeln. Dies führt zu einer zusätzlichen Benachteiligung dieser Neuanlagen und verhindert, dass im System stets die volkswirtschaftlich effizienteste Redispatch-Option gewählt wird.“

„Sollte am Redispatch-Vorbehalt festgehalten werden, sollte die Schwelle für kapazitätslimitierte Gebiete deutlich angehoben werden. Die aktuell diskutierte Drei-Prozent-Grenze entspricht exakt der Abregelungsschwelle, die Netzbetreiber bereits heute anwenden sollen – womit implizit unterstellt wird, dass eine Abregelung in dieser Größenordnung gesamtwirtschaftlich effizient sei. Durch eine Heraufsetzung der Schwelle, vor allem in Kombination mit einer deutlichen Verkürzung der maximalen Geltungsdauer – beispielsweise auf drei bis vier statt der vorgesehenen zehn Jahre – ließe sich eine gezielte Entlastung einzelner stark überlasteter Netzgebiete erreichen, ohne den inhärenten Anreiz für den zügigen Netzausbau zu reduzieren.“

„Zusätzlich sollten Netzbetreiber umfangreiche Transparenzpflichten haben und aufzeigen, wann jeweils Wind- und Solaranlagen abgeregelt wurden. Wenn in einem Gebiet zum Beispiel vor allem Windkraftanlagen abgeregelt werden, ist diese Information für Projektierer von Solaranlagen hilfreich, da sie dort weniger Abregelungen befürchten müssen als in Gebieten mit häufiger Solar-Abregelung.“

„Statt des Redispatch-Vorbehalts ist jedoch ein Instrument vorzuziehen, das Marktteilnehmern mehr Planungssicherheit und Transparenz bietet. Eine vielversprechende Alternative stellen die von der Bundesnetzagentur vorgeschlagenen regional differenzierten Baukostenzuschüsse dar. Sie können den Zubau erneuerbarer Energien in netzgünstigere Regionen steuern, ohne die Erlösunsicherheit und damit die Finanzierungskosten für Neuanlagen zu erhöhen. Ein wichtiger Vorteil ist auch, dass Netzbetreiber durch Baukostenzuschüsse direkte Einnahmen generieren. Dies erhöht den Anreiz, zügig neue Netzanschlüsse bereitzustellen, statt den Zubau über die Ausweisung kapazitätslimitierter Gebiete abzuwehren.“