Ist die Synchro­ni­sierung von EE- und Netzausbau sinnvoll oder blockiert sie die Energiewende?

Ein aktueller Vorschlag aus dem BMWE will die Netzwir­kungen der erneu­er­baren Energien inter­na­li­sieren. Das sei grund­sätzlich zu begrüßen, so der Energie­markt­ex­perte Christoph Maurer. Die Umsetzung dieses Vorschlags sei jedoch verbes­se­rungs­fähig. Alter­nativ schlägt er Instru­mente vor, die mit Blick auf die netzbe­zo­genen Steue­rungs­wir­kungen ähnlich effektiv sind. Diese würden die Risiken für EE-Inves­ti­tionen und damit die Förder­kosten nicht im gleichen Maß erhöhen. Für die Netzbe­treiber werde der Anreiz für den Netzausbau damit aufrechterhalten.

Worum geht es?

Im Koali­ti­ons­vertrag der aktuellen Bundes­re­gierung war es bereits angekündigt: Netz- und Erneuerbare-Energien-(EE-)Ausbau sollen zukünftig besser synchro­ni­siert werden. Wie genau blieb jedoch unklar. Die konkrete Formu­lierung  – „Ausbau der Netze […] mit dem Erneu­er­baren-Ausbau synchro­ni­siert“[1] – ließ aber zumindest die Inter­pre­tation möglich erscheinen, dass der EE-Ausbau weiterhin die Führungs­größe bilden soll.

Seit einigen Tagen kursiert nun eine inoffi­zielle Vorab­fassung des Referen­ten­ent­wurfs zu einer Änderung von Energie­wirt­schafts- und Erneu­erbare-Energien-Gesetz. Unklar ist, inwieweit dieser Entwurfs­stand im feder­füh­renden Bundes­mi­nis­terium für Wirtschaft und Energie oder darüber hinaus abgestimmt ist. Und dennoch hat er eine intensive energie­po­li­tische Debatte ausgelöst. Diese betrifft weniger die umfang­reichen enthal­tenen Änderungen zur Neure­gelung von Netzan­schlüssen: Die hier formu­lierten Anpas­sungen werden allgemein als notwendig betrachtet – insbe­sondere mit Blick auf die Antragsflut von Netzan­schluss­be­gehren von Batte­rie­spei­chern mit teilweise fragwür­diger Realisierungswahrscheinlichkeit.

Im Fokus stehen vielmehr die genannten Synchro­ni­sie­rungs­fragen. Im geleakten Gesetz­entwurf wird in erster Linie eine Anpassung des EE-Ausbaus an die weiterhin verzö­gerte Netzer­wei­terung angestrebt. Um das zu erreichen, wird die Einführung eines Redis­patch­vor­be­halts für kapazi­täts­li­mi­tierte Netzge­biete vorge­schlagen: Netzbe­treiber sollen Letztere für bis zu zehn Jahren ausweisen dürfen. Voraus­setzung: Die beobach­teten Abrege­lungen von Erzeu­gungs­an­lagen übersteigen drei Prozent des Einspei­se­po­ten­zials aufgrund von Netzeng­pässen. EE-Anlagen verlören in solchen Gebieten das Recht auf vorran­gigen Netzan­schluss. Es sei denn, sie verzich­teten für die Dauer der Ausweisung auf den Kompen­sa­ti­ons­an­spruch der erlit­tenen Erlös­ein­bußen und wirtschaft­lichen Schäden, die durch Redis­patch­maß­nahmen entstanden sind – also aufgrund der geplanten Abregelung ihrer Erzeugung, die Überlas­tungen im Stromnetz zu vermeiden sollten. Eine solche Entschä­di­gungs­re­gelung besteht übrigens nicht nur für EE, sondern auch für konven­tio­nelle Kraft­werke und diese soll auch weiter bestehen bleiben.

Während der Vorschlag beispiels­weise in der FAZ oder von einzelnen Wissen­schaftlern, die der Ausrichtung der Energie- und Klima­po­litik kritisch gegen­über­stehen, begrüßt wurde, äußert sich die Energie­wirt­schaft deutlich skepti­scher: Die Präsi­dentin des Bundes­ver­bands Erneu­erbare Energien (BEE), Ursula Heinen-Esser, befürchtete im Interview mit dem Fachmedium Tages­spiegel Background, dass das Netzpaket einseitig die Erneu­er­baren ausbremse. Auch Markus Krebber, CEO von RWE – mittler­weile ein großer EE-Betreiber – äußerte bei der Branchen­messe E‑World deutliche Kritik: „Das auf die Erzeuger zu legen, ist absurd“. Und die Bundes­tags­fraktion der Grünen vermutet gar einen „Frontal­an­griff auf die Erneu­er­baren Energien“.

Dabei scheint es für eine möglichst objektive Einordnung des Vorschlags geboten, zwischen dem grund­sätz­lichen Zweck und dem konkret vorge­schla­genen Instrument zu unterscheiden.

Inter­na­li­sierung von Netzkosten sinnvoll

Bei der Diskussion über die Kosten der Energie­wende allgemein und speziell der EE wird oft auf die sogenannten durch­schnitt­lichen Strom­ge­ste­hungs­kosten (im Engli­schen Levelized Cost of Electricity, LCOE) verwiesen. Diese stellen eine Techno­lo­gie­kenn­größe (meist angegeben in ct/​kWh) dar. Die durch­schnitt­lichen Strom­ge­ste­hungs­kosten werden ermittelt, indem die Anlage­kosten über die Nutzungs­dauer verteilt und dann auf die produ­zierbare Energie­menge umgelegt werden. Inzwi­schen sind neue EE-Anlagen auf LCOE-Basis nicht mehr teurer als neue konven­tio­nelle Strom­erzeu­gungs­tech­no­logien – auch wenn bei den konkreten Kosten- und Poten­zi­al­an­nahmen Unsicher­heiten bestehen. Bei dieser Betrachtung werden aller­dings verschiedene aus Energie­sys­tem­per­spektive relevante Aspekte vernach­lässigt.

Zunächst ist Strom zu unter­schied­lichen Zeitpunkten unter­schiedlich viel wert. Auch mit günstigen Strom­ge­ste­hungs­kosten produ­zierter Strom ist ökono­misch wertlos, wenn es zum Produk­ti­ons­zeit­punkt ein Überan­gebot und keine Zahlungs­be­reit­schaft für ihn gibt. Umgekehrt kann sehr niedrige EE-Verfüg­barkeit temporär zu extrem hohen Strom­preisen führen. Das kann den Ausbau von steuer­baren Erzeu­gungs­tech­no­logien auch mit hohen LCOE recht­fer­tigen. Um effiziente Anreize für den EE-Ausbau zu setzen, ist es deshalb entscheidend, dass Markt­preis­si­gnale bei den EE unver­fälscht ankommen und das Entschei­dungs­kalkül bei Ausbau- und Einsatz­ent­schei­dungen beein­flussen können. Dies ist ein wichtiges Ziel für die anste­hende Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes.

Zudem erfordert die Integration der EE in das Strom­ver­sor­gungs­system in erheb­lichem Maße Ausbau in den Übertra­gungs- und Vertei­lungs­netzen. Das notwendige Inves­ti­ti­ons­vo­lumen in diesen Netzen ist zu relevanten Teilen auf den Ausbau der erneu­er­baren Energien zurück­zu­führen. Es wird bis 2045 mit mehr als 600 Mrd. EUR geschätzt.[2] EE-Inves­toren und ‑Anlagen­be­treiber müssen diese Kosten aber bisher nicht tragen. Deshalb sind sie für ihre Planungen und Entschei­dungen nicht relevant.

Würden die von EE verur­sachten Netzkosten für die Betreiber maßgeblich für ihre Entschei­dungen, hätten sie den volks­wirt­schaftlich sinnvollen Anreiz, Netzwir­kungen bei der Entscheidung über die Anlagen­rea­li­sierung bzw. die Stand­ortwahl mit einzu­be­ziehen. Während zu Beginn der Energie­wende Strom­ge­ste­hungs­kosten der dominante Faktor waren, kommt den Netzkosten inzwi­schen eine erheblich größere Bedeutung zu. Daher wäre eine solche Inter­na­li­sierung ökono­misch unbedingt wünschenswert. Sie sollte aller­dings so erfolgen, dass es auch zu einer tatsäch­lichen Abwägung der Wohlfahrts­ef­fekte von verzögertem/​verteuertem EE-Ausbau einer­seits und Netzausbau- und Netzeng­pass­kosten anderer­seits kommen kann.

Wohlfahrts­ef­fekte des Redispatch(-vorbehalts)

Dabei liegen die tatsäch­lichen Wohlfahrts­ver­luste durch Redis­patch deutlich niedriger als die ausge­wie­senen Redis­patch­kosten von derzeit ca. drei Mrd. EUR im Jahr. Denn diese beinhalten erheb­liche Vertei­lungs­ef­fekte und Beiträge zur Deckung ohnehin angefal­lener Fixkosten. So entfällt für abgere­gelte EE-Mengen die Förderung über das EEG-Konto und damit für den Bundes­haushalt. Statt­dessen erfolgt die Kompen­sation durch den Netzent­gelt­zahler. Dieser Abtausch ist aber für sich genommen wohlfahrts­neutral. Nur ein Bruchteil der ausge­wie­senen Redis­patch­kosten ist somit ein tatsäch­licher volks­wirt­schaft­licher Wohlfahrts­verlust. Redis­patch ist auch nicht grund­sätzlich wohlfahrts­min­dernd. Vielmehr zeigen unter­schied­liche Unter­su­chungen, dass die volks­wirt­schaft­lichen Kosten von Redis­patch in begrenztem Umfang durch die dadurch ermög­lichten Einspa­rungen beim Netzausbau überkom­pen­siert werden. Auf Basis einer Studie im Auftrag des damaligen BMWi wurde deshalb explizit festgelegt, dass Verteil­netz­be­treiber beim Ausbau ihrer Netze eine tolerierte Abregelung von EE-Anlagen, die sogenannte Spitzen­kappung, berück­sich­tigen dürfen. Inter­es­san­ter­weise liegt diese als effizient erachtete Abregelung gemäß EEG bei 3% und damit bei dem gleichen Wert, ab dem nun der Redis­patch­vor­behalt greifen soll.

Da der Wegfall der Redis­patch-Kompen­sation aus diesen Gründen keine direkte Inter­na­li­sierung der volks­wirt­schaft­lichen Kosten von Netzeng­pässen darstellt, führt er auch nicht sicher zu Wohlfahrts­stei­ge­rungen. Das zeigen auch die nachfol­genden Überle­gungen. Führt man einen Redis­patch­vor­behalt ein und behält zugleich die EE-Ausbau­ziele grund­sätzlich bei, sind unter­schied­liche Konse­quenzen denkbar. Für ein Anlagen­projekt im kapazi­täts­li­mi­tierten Gebiet bedeutet der Vorbehalt ein Erlös­risiko. Dies dürfte zu einem Anstieg der Finan­zie­rungs­kosten und damit der in den EE-Ausschrei­bungen gefor­derten Förderung führen. Erhält die Anlage in den Ausschrei­bungen dennoch weiterhin einen Zuschlag und wird errichtet, würde sich im Energie­system und speziell mit Blick auf die Wohlfahrts­ef­fekte des Redis­patch nichts ändern. Aller­dings lägen Kapital- und EE-Förder­kosten höher als bisher, was zumindest teilweise einen Wohlfahrts­verlust bedeuten dürfte.

Denkbar ist aber auch, dass sich statt­dessen in den Ausschrei­bungen ein anderes Projekt an einem schlech­teren Standort durch­setzt – etwa eines mit niedri­gerem Einspei­se­po­tenzial und deshalb höheren Strom­ge­ste­hungs­kosten. Dieses müsste bei geringem zu erwar­tenden Redis­patch mögli­cher­weise keine Risiko­auf­schläge einpreisen. Ein Wohlfahrts­gewinn ist in diesem Szenario möglich (Mehrkosten sind geringer als einge­sparte volks­wirt­schaft­liche Kosten des Redis­patch). Das aber ist keines­falls zwangs­läufig, weil aus volks­wirt­schaft­licher Perspektive die Mehrkosten durch ungüns­tigere Stand­ortwahl die Einspa­rungen bei den Redis­patch­kosten auch übersteigen können.

Effiziente Risiko­al­lo­kation?

Die Ursachen für die Unsicherheit in Bezug auf die Wohlfahrts­ef­fekte liegen auch darin, dass EE-Projek­tierer das Redis­patch­risiko, dem ihre Anlagen ausge­setzt sein werden, nur sehr schlecht einschätzen können. Grund sind Infor­ma­ti­ons­asym­me­trien. Vermutlich wird das Redis­patch­risiko wegen der bei Inves­toren üblichen Risiko­aversion eher überschätzt.

Dabei liegt der wesent­liche Hebel zur Steuerung des Redis­patch­ri­sikos im Netzausbau und dessen Fortschritt. Netzbe­treiber dürften aber im Verhältnis zu Anlagen­be­treibern und Projek­tierern über sehr viel bessere Infor­ma­tionen verfügen – und zwar sowohl hinsichtlich der verfüg­baren Netzka­pa­zi­täten sowie hinsichtlich derer Entwicklung. Das gilt insbe­sondere für den hier disku­tierten Anwen­dungs­zeitraum des Redis­patch­vor­be­halts von bis zu zehn Jahren. Für diesen sind aus der Beobachtung des Ist-Zustands als auch aus den veröf­fent­lichten Netzaus­bau­plänen der Netzbe­treiber nur Infor­ma­tionen mit großen Unsicher­heiten abzuleiten.[3]

Gleich­zeitig muss disku­tiert werden, welche Anreize der Redis­patch­vor­behalt auf Netzbe­treiber haben könnte. Angesichts der aktuellen Finan­zie­rungs­her­aus­for­de­rungen ist zu befürchten, dass auch bei einer grund­sätzlich weiter bestehenden Verpflichtung zum bedarfs­ge­rechten Netzausbau die konkreten Anreize für dessen schnelle Umsetzung zumindest dann tenden­ziell absinken, wenn die Netzbe­treiber anders als bisher die wirtschaft­lichen Folgen des Redis­patch nicht tragen bezie­hungs­weise an ihre Netzkunden weiter­geben müssen. Eine besondere Proble­matik entsteht vor allem dadurch, dass bei einem Wegfall der Kompen­sation die Abregel­rei­hen­folge von Anlagen innerhalb eines Netzge­bietes plötzlich kommer­ziell relevant wird. Dabei sind aus Netzbe­trei­ber­sicht betriebs­wirt­schaftlich vorteil­hafte und volks­wirt­schaft­liche effiziente Abregel­stra­tegien nicht deckungs­gleich. (Aus betriebs­wirt­schaft­licher Perspektive macht es für den Netzbe­treiber Sinn, unabhängig von der Wirkung auf den Engpass prioritär die für ihn kostenlose Abregelung von Anlagen mit Redis­patch­vor­behalt zu nutzen. Volks­wirt­schaftlich effizient wäre die prioritäre Abregelung von Anlagen mit besonders guter Wirkung auf den Engpass, unabhängig vom Kompensationsregime.)

Noch schwie­riger wird die Situation, wenn Netzbe­treiber und einzelne Anlagen­be­treiber verbundene Unter­nehmen darstellen. Das ist aufgrund der fehlenden eigen­tums­recht­lichen Entflechtung im Verteilnetz nicht auszu­schließen. Schon um ansonsten zu befürch­tenden Missbrauchs­vor­würfen entge­gen­zu­treten, ist zu erwarten, dass eine erheblich aufwän­digere Gover­nance für den Redis­patch­prozess mit trans­ak­ti­ons­kos­ten­in­ten­siven Trans­pa­renz­ver­pflich­tungen imple­men­tiert werden müsste.

In der Zusam­men­schau gibt es erheb­liche Zweifel, ob die Verla­gerung des Redis­patch­ri­sikos auf die Anlagen­be­treiber eine effiziente Risiko­al­lo­kation darstellt – zumindest für so lange Zeiträume wie im bekannt gewor­denen Gesetz­entwurf vorge­sehen. Sie führt keines­falls sicher zu Wohlfahrtssteigerungen.

Alter­native Internalisierungsinstrumente

Da eine Inter­na­li­sierung der Netzwir­kungen von EE grund­sätzlich wünschenswert und sinnvoll ist, stellt sich die Frage nach dafür besser geeig­neten alter­na­tiven Instru­menten. Dabei ist es durchaus akzep­tabel, wenn aus der Inter­na­li­sierung für EE-Projekte zusätz­liche Kosten oder Risiken erwachsen. Diese Risiken sollten aber bewertbar und steuerbar sein, weil ansonsten lediglich eine ineffi­ziente Verteuerung des EE-Ausbaus droht. Gleich­zeitig sollte die effiziente Anreiz­setzung nicht nur für EE-Anlagen­be­treiber, sondern auch für Netzbe­treiber bei der Auswahl des Inter­na­li­sie­rungs­in­stru­ments berück­sichtigt werden. Insbe­sondere sollten Netzbe­treiber Anreize haben, um bestmög­liche Infor­ma­tionen über den Netzaus­bau­zu­stand zur Verfügung zu stellen. Nur im konkreten Engpassfall sollten notwendige Abrege­lungen durch­ge­führt werden – und dies in einer volks­wirt­schaftlich effizi­enten Art und Weise.

Regional diffe­ren­zierter und kapazi­täts­ab­hän­giger Baukostenzuschuss

Mit Blick auf diese Kriterien wäre beispiels­weise die im Gesetz­entwurf ebenfalls angelegte Erhebung eines regional diffe­ren­zierten, kapazi­täts­ab­hän­gigen Baukos­ten­zu­schusses gegenüber dem Redis­patch­vor­behalt vorzu­ziehen. Über die Umsetzung entscheidet aller­dings nicht der Gesetz­geber, sondern die Regulie­rungs­be­hörde Bundes­netz­agentur. Regional diffe­ren­zierte, kapazi­täts­ab­hängige Baukos­ten­zu­schüsse würde eine Inter­na­li­sierung ermög­lichen. Diese würde auf den zu erwar­teten Kosten basieren – aufge­stellt von den Netzbe­treibern als denje­nigen Akteuren mit den besten Infor­ma­tionen über die Netzsi­tuation. Gleich­zeitig wären Baukos­ten­zu­schüsse für die Anlagen­be­treiber zum Zeitpunkt der Inves­ti­ti­ons­ent­scheidung kalku­lierbar und mit deutlich weniger Risiko verbunden. Nachteilig könnte sein, dass eine betriebs­wirt­schaftlich sinnvolle Wahl der Netzan­schluss­ka­pa­zität, die unterhalb der technisch möglichen Einspei­se­ka­pa­zität liegt, durch die Anlagen­be­treiber im Betrieb unnötige und damit ineffi­ziente Abrege­lungen erzwingen könnte.

Vertei­ler­netz­kom­po­nente bei Ausschreibungen

Alter­nativ wäre es denkbar, den Ansatz der Vertei­ler­netz­kom­po­nente aufzu­greifen und weiter­zu­ent­wi­ckeln. Dieser war vor einigen Jahren im Rahmen der kurzle­bigen gemein­samen Ausschrei­bungen für Wind und Photo­voltaik erprobt worden. Dort wurde die Inter­na­li­sierung von Netzwir­kungen über einen von der Anschluss­region abhän­gigen Malus bei der Reihung der Anlagen im Rahmen der Ausschreibung bewirkt. Dies verschafft Anlagen mit gerin­gerer Wirkung auf die Netzkosten einen Vorteil. Das damit einher­ge­hende Risiko ist für die Anlagen­be­treiber zum Zeitpunkt der Inves­ti­ti­ons­ent­scheidung bewert- und steuerbar. Gleich­zeitig resul­tieren im Betrieb keine relevanten Einflüsse auf die Einsatz­weise der Anlagen und die Effizienz des Redispatch.

In Summe ist das Bestreben, Netzwir­kungen der erneu­er­baren Energien zu inter­na­li­sieren, grund­sätzlich zu begrüßen. Die bisher vorlie­genden Vorschläge dazu sind aber nicht alter­na­tivlos. Vielmehr scheinen Instru­mente denkbar, die mit Blick auf die netzbe­zo­genen Steue­rungs­wir­kungen ähnlich effektiv sind. Zugleich aber erhöhen sie die Risiken für EE-Inves­ti­tionen und damit die Förder­kosten nicht im gleichen Maß und erhalten für die Netzbe­treiber den Anreiz für die Umsetzung des als effizient erach­teten Netzaus­ba­uni­veaus aufrecht.

[1] Verant­wortung für Deutschland, Koali­ti­ons­vertrag zwischen CDU, CSU und SPD, 21. Legis­la­tur­pe­riode, S. 30

[2] Für einen Vergleich mit anderen energie­wen­de­be­dingten Kosten wie den EEG-Förder­kosten (aktuell knapp 20 Mrd. EUR/​a) müssen die Inves­ti­ti­ons­kosten unter Berück­sich­tigung von Zinsef­fekten auf die viele Jahrzehnte umfas­sende Nutzungs­dauer von Netzbe­triebs­mitteln umgelegt werden. Auch dann wird aller­dings erkennbar, dass die Netzaus­bau­kosten sich zumindest in einer ähnlichen Größen­ordnung wie die sonstigen energie­wen­de­be­dingten Kosten bewegen.

[3] Die Idee des Redis­patch­vor­be­halts beruht auf einer Bundes­rats­in­itiative des Landes Mecklenburg-Vorpommern. Dort wurde aller­dings eine Begrenzung der Anwendung auf vier Jahre vorge­schlagen. Erstmals in die Diskussion einge­bracht wurde der Redis­patch­vor­behalt bereits 2021 vom in Mecklenburg-Vorpommern und Brandenburg tätigen, zum E.ON Konzern gehörenden Regio­nal­ver­sorger e.dis.