Geplante regulatorische Änderungen könnten die Stromgestehungskosten neuer Erneuerbare-Energien-Anlagen deutlich erhöhen. Zu diesem Ergebnis kommt eine Prognos-Studie, die der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) in Auftrag gegeben hat. Die Untersuchung betrachtet die aufsummierten Auswirkungen von sieben Maßnahmen auf neue Windenergie- und Photovoltaikanlagen in Deutschland.
Nach den Berechnungen steigen die Stromgestehungskosten bei Windenergieanlagen an Land um bis zu 21 Prozent, bei PV-Dachanlagen um bis zu 18 Prozent und bei PV-Freiflächenanlagen um bis zu 30 Prozent.
Die Studie untersuchte Maßnahmen aus den geplanten Novellen des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) und des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) sowie aus laufenden Verfahren der Bundesnetzagentur. Dazu gehören der Redispatch-Vorbehalt und die systemdienliche Anschlussleistung aus dem geplanten Netzpaket des EnWG 2027. Beide Instrumente sollen Netzengpässe berücksichtigen und Anschlusskapazitäten stärker an den Erfordernissen des Stromsystems ausrichten.
Aus dem Regierungsentwurf für das EEG 2027 wurden der vorgesehene zweiseitige Differenzvertrag (CfD), die kommunale Beteiligung und das Referenzertragsmodell für Windenergie an Land untersucht. Zudem bezog die Studie Kapazitätsentgelte aus dem AgNes-Festlegungsprozess der Bundesnetzagentur sowie Baukostenzuschüsse ein.
Redispatch-Vorbehalt schafft Erlösrisiken
Bei Windenergie an Land und PV-Dachanlagen bleiben die in der Studie berechneten Kosten unter oder nahe am jeweiligen EEG-Höchstwert. Bei PV-Freiflächenanlagen könnten sie auch außerhalb kapazitätsbegrenzter Netzgebiete darüber liegen.
Ein zentraler Kostentreiber sei der entschädigungsfreie Redispatch-Vorbehalt, geben die Studienautor:innen an. Bei den untersuchten Windkonfigurationen trägt er je nach Standort rund 4,6 bis 6,6 Euro je Megawattstunde zu den Mehrkosten bei.
Der Entwurf der EnWG-Novelle sieht für kapazitätslimitierte Netzgebiete vor, dass neue Anlagen bei Redispatch für bis zu 20 Prozent ihres Jahresstromertrags auf eine finanzielle Entschädigung verzichten müssen. Für Windenergieanlagen in Windenergiegebieten gilt eine Grenze von 18 Prozent. Die Regelung kann sich um weitere 18 Monate verlängern, wenn der Netzengpass fortbesteht. So soll die Belastung der Netze begrenzt werden.
Kritik am Redispatch-Vorbehalt gibt es von mehreren Seiten: Der Wirtschaftsausschuss des Bundesrats verwies auf erhebliche zusätzliche Erlösrisiken für neue Stromerzeuger. Der Umweltausschuss forderte, den Redispatch-Vorbehalt vollständig zu streichen. Der BDEW forderte eine genauere Prüfung des Zusammenspiels mit anderen Steuerungsinstrumenten.
Mehr dazu lesen Sie hier: Erneuerbaren-Streit: Wie zentrale Player Reiches Kurs bewerten
Pauschale Einspeisebegrenzungen: nicht automatisch zielgenau
Neue Instrumente sollen den Ausbau von Erneuerbaren an der verfügbaren Netzkapazität ausrichten. Der Netzpaket-Entwurf begrenzt die maximale Wirkleistungseinspeisung neuer PV-Freiflächenanlagen und neuer Windenergieanlagen erheblich. Diese Vorgaben sollen dauerhaft gelten und auch unabhängig davon, ob am jeweiligen Netzverknüpfungspunkt tatsächlich ein Engpass besteht.
Laut der Studie könnte dies auch Projekte ohne relevanten Netzengpass belasten. Sie kommt zu dem Schluss, dass ein Standortsignal nur dann sinnvoll wirken könne, wenn Projekte tatsächlich ausweichen könnten und an anderen Standorten wirtschaftlich blieben. Bei PV-Freiflächenanlagen bestehe dagegen die Gefahr, dass der Ausbau auch außerhalb kapazitätslimitierter Gebiete ausbleibt.
Auch dieser Kritikpunkt wurde bereits von anderen aufgebracht: Der Bundesrat wollte die Wirkleistungsbegrenzung für Windenergieanlagen und Freiflächen-PV auf kapazitätslimitierte Gebiete beschränken. Der BDEW warnte vor möglichen Auswirkungen auf Stark- und Schwachwindstandorte. Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) kritisierte pauschale Begrenzungen, weil sie Erträge und Finanzierungsbedingungen verschlechtern könnten, ohne eine ausreichende lokale Steuerungswirkung zu entfalten.
Mehr dazu lesen Sie hier: EEG und Netzpaket: Die nächste Feuerprobe steht bevor
Belastungen wirken gleichzeitig
Die Prognos-Studie hebt die addierte Wirkung der Maßnahmen hervor: Entscheidend sei nicht nur die Wirkung einzelner Instrumente, sondern ihr gleichzeitiges Zusammenwirken. Der Redispatch-Vorbehalt und die systemdienliche Anschlussleistung minderten die einspeisbare Strommenge. Kommunale Beteiligung, Kapazitätsentgelt und Baukostenzuschuss erhöhten die Kosten.
Der zweiseitige Differenzvertrag wurde nicht in die Stromgestehungskosten eingerechnet. Prognos sieht aber das Risiko, dass zusätzliche Markterlöse oberhalb des anzulegenden Werts andere Belastungen weniger leicht abfedern.
Dass die Instrumente nicht isoliert betrachtet werden sollten, wurde schon in der parlamentarischen Anhörung zum EEG 2027 betont. Mehrere Sachverständige forderten, EEG, Netzpaket und Netzentgeltreform aufeinander abzustimmen. Die DIHK warnte vor schwächeren Preissignalen und weniger Speicheranreizen. ARGE Netz schlug für den Differenzvertrag einen Marktwertkorridor vor, damit zusätzliche Erlöse nicht vollständig abgeschöpft werden.
Mehr dazu lesen Sie hier: EEG 2027: Kommunale Beteiligung steigt, Pacht wird gedeckelt
PV-Freiflächenanlagen unter Druck
Für PV-Freiflächenanlagen ergibt sich in der Prognos-Modellierung die kritischste Konstellation. Die Stromgestehungskosten steigen bei Südausrichtung um 30 Prozent und bei Ost-West-Ausrichtung um 26 Prozent. Damit überschreiten sie den EEG-Höchstwert. Der BDEW fordert deshalb, den Höchstwert zu überprüfen und gegebenenfalls anzuheben.
Vor den in der Studie benannten Folgen hatten auch andere gewarnt: Der BEE mahnte, pauschale Begrenzungen könnten Erträge und Finanzierung verschlechtern, ohne eine ausreichende lokale Steuerungswirkung zu entfalten. Der Bundesrat forderte Übergangsregeln, damit laufende PV- und Windprojekte nicht nachträglich gefährdet werden.
Netznutzung und Netzausbau zusammendenken
Die Studie bewertet die Maßnahmen nicht gesamtwirtschaftlich. Vorteile einer stärkeren Standortsteuerung sowie Speicher und Co-Location wurden nur qualitativ betrachtet.
Entscheidend bleibt laut BDEW, ob die Instrumente sinnvoll verzahnt werden und tatsächlich nur dort lenken, wo relevante Netzengpässe bestehen. Sie sollten den Ausbau erneuerbarer Energien nicht unverhältnismäßig erschweren.
