Erneuerbare Energien : Redispatch-Vorbehalt: Wo die Koalition nachbessern sollte

Neben dem Kapazitätsmarkt wird wohl kein energiepolitischer Vorschlag der Bundesregierung in der Branche so intensiv diskutiert wie der Redispatch-Vorbehalt.

Der Redispatch-Vorbehalt ist der zentrale Baustein des Netzpakets, mit dem das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) den Ausbau von Netzen und erneuerbaren Energien besser synchronisieren möchte, um die Gesamtsystemkosten zu senken. Ziel ist es, den Zubau von Wind- und Solaranlagen künftig stärker zu begrenzen in Regionen, in denen es bereits heute zu erheblicher netzbedingter Abregelung kommt.

Grundsätzlich ist es sinnvoll und begrüßenswert, beim Ausbau erneuerbarer Energien die begrenzte Netzkapazität sowie die Kosten des Netzausbaus zu berücksichtigen. Netze machen einen erheblichen Anteil an den Kosten der Stromversorgung aus, und je nach Standort und Auslegung können Wind- und Solaranlagen sehr unterschiedlich zur Netzauslastung beitragen.

Jedoch steckt der Teufel hier im Detail. In der derzeit vorgesehenen Form droht der Redispatch-Vorbehalt, den Ausbau der Windenergie erheblich zu bremsen, den Netzausbau zu verzögern und die Kosten erneuerbarer Energien auch außerhalb der betroffenen Gebiete zu erhöhen. Damit würde er die Gesamtkosten der Stromversorgung steigern und den Bundeshaushalt belasten – und somit genau das Gegenteil seines eigentlichen Ziels bewirken.

Der Vorschlag

Bereits heute können Netzbetreiber Wind- und Solarparks – ebenso wie fossile Kraftwerke – jederzeit abregeln, wenn Netzengpässe drohen. Die betroffenen Anlagen werden dafür finanziell oder bilanziell entschädigt, sodass sie wirtschaftlich neutral gestellt sind. Das BMWE schlägt nun vor, dass Neuanlagen in bestimmten Gebieten für einen Zeitraum von zehn Jahren keine Entschädigung mehr erhalten, wenn sie abgeregelt werden.

Als „kapazitätslimitierte“ Gebiete sollen Regionen gelten, in denen zuletzt mehr als drei Prozent der erneuerbaren Erzeugung abgeregelt wurde. Die genaue Abgrenzung dieser Gebiete obliegt den Verteilnetzbetreibern.

Der Gesetzentwurf weist jedoch fünf zentrale Probleme auf: die Festlegung der Drei-Prozent-Schwelle, Verzerrungen in der Abregelungsreihenfolge, erhöhte regulatorische Risiken für Investoren, potenzielle Eigeninteressen der Netzbetreiber sowie die unzureichende Nutzung von Synergien zwischen Windkraft und Photovoltaik.

Problem 1: Die 3-Prozent-Schwelle

Eine netzbedingte Abregelung von drei Prozent der Erzeugung ist vergleichsweise gering. So erzeugt eine Windkraftanlage an der Nordsee häufig rund 50 Prozent mehr Strom als eine Anlage in Süddeutschland. Selbst wenn ein Teil der Erzeugung aus Netzgründen abgeregelt werden muss, kann ein Standort im Norden aus gesamtwirtschaftlicher Perspektive weiterhin vorteilhaft sein. Die dem Vorschlag zugrunde liegende Annahme, dass bereits eine Abregelung von drei Prozent ein hinreichender Grund ist, den Ausbau erneuerbarer Energien in einer Region zu begrenzen, ist energiewirtschaftlich nicht überzeugend.

Nach einer aktuellen Enervis-Studie liegen rund 45 Prozent aller geplanten Windprojekte in Landkreisen mit mehr als drei Prozent Abregelung, und weitere 25 Prozent in solchen mit mehr als zwei Prozent Abregelung. Sollten Investoren hier zurückhaltend reagieren, könnten bis zu 70 Prozent des erwarteten Windzubaus der kommenden Jahre gefährdet sein.

Hinzu kommt eine grundlegende Inkonsistenz: Netzbetreiber sind seit Jahren angehalten, Netze nicht „bis zur letzten Kilowattstunde“ auszubauen, sondern bereits in der Planung eine Abregelung von etwa drei Prozent einzuplanen. Das ist ökonomisch sinnvoll, da ein gewisses Maß an Abregelung volkswirtschaftlich optimal ist. Wenn jedoch genau dieser Wert zugleich als Kriterium dient, um neue Projekte faktisch auszubremsen, entsteht ein Widerspruch. Es ist zu befürchten, dass mittelfristig ein großer Teil des Netzes als kapazitätslimitiert eingestuft wird.

Diese Inkonsistenz ließe sich vergleichsweise einfach durch eine Anhebung der Auslöseschwelle beheben.

Problem 2: Verzerrung der Abregelungsreihenfolge

Zur Behebung von Netzengpässen stehen Netzbetreibern in der Regel mehrere Anlagen zur Auswahl. Deren netztechnische Wirksamkeit unterscheidet sich je nach Nähe zum Engpass. Eine ökonomisch effiziente Steuerung berücksichtigt sowohl die Kosten als auch die Wirksamkeit der Abregelung.

Mit der NEST-Reform der Bundesnetzagentur werden Netzbetreiber künftig teilweise selbst für Redispatch-Kosten aufkommen müssen, da diese in den Effizienzvergleich einfließen. Dadurch entsteht ein finanzieller Anreiz, Redispatch-Kosten zu minimieren. Existieren im Netz sowohl entschädigungspflichtige Bestandsanlagen als auch entschädigungsfreie Neuanlagen, liegt es nahe, bevorzugt letztere abzuregeln. Es besteht somit die reale Gefahr, dass Neuanlagen häufiger abgeschaltet werden, als es aus netztechnischer Sicht effizient wäre.

Dieses Problem zu lösen ist alles andere als trivial. Eine Möglichkeit wäre, die nicht gezahlten Redispatch-Entschädigungen über ein Sammelkonto allen Verbrauchern zugutekommen zu lassen anstatt dem einzelnen Netzbetreiber. Damit würde der gewünschte Anreiz auf die Erzeuger erhalten, aber der Fehlanreiz auf den Netzbetreiber vermieden.

Problem 3: Regulatorische Risiken für Erneuerbaren-Investoren

Finanzierungskonditionen – insbesondere Fremdkapitalkosten, Zinsen und Risikoprämien – haben einen erheblichen Einfluss auf die Stromgestehungskosten von Wind- und Solarenergie. Steigen die Kapitalkosten beispielsweise von fünf auf zehn Prozent, erhöhen sich die Gestehungskosten um etwa 30 bis 40 Prozent. Je unsicherer die zukünftigen Einnahmen, desto höher fallen die von Banken geforderten Risikoprämien und Zinsen aus. Regulatorische Unsicherheit treibt somit die Kapitalkosten – und damit die Kosten der Stromerzeugung – deutlich nach oben.

Der Vorschlag zum Redispatch-Vorbehalt schafft gleich in zweierlei Hinsicht zusätzliche regulatorische Risiken. Erstens besteht zum Zeitpunkt der Investitionsentscheidung keine Klarheit darüber, ob ein Projekt in einem kapazitätslimitierten Gebiet liegt, da eine entsprechende Einstufung noch bis zur Inbetriebnahme erfolgen kann. Dieses Problem ließe sich durch klare zeitliche Vorgaben entschärfen: Spätestens bei der Abgabe von EEG-Geboten sollten Investoren wissen, ob ein Redispatch-Vorbehalt greift.

Zweitens entstehen Risiken durch die schwer prognostizierbare Häufigkeit von Abregelungen. Für Projektentwickler ist es bereits heute schwierig abzuschätzen, in welchem Umfang Anlagen künftig abgeregelt werden, da dies unter anderem vom Tempo des Netzausbaus abhängt. Hinzu kommt, dass Netzbetreiber – wie zuvor beschrieben – tendenziell neue Anlagen bevorzugt abregeln könnten und sich der Netzausbau verlangsamen könnte. Investoren können daher nicht verlässlich davon ausgehen, dass sich die Abregelung auf dem bisherigen Niveau bewegt. Ein vorsichtiger Investor muss vielmehr einkalkulieren, über einen längeren Zeitraum regelmäßig von Abregelungen betroffen zu sein. Unter solchen Bedingungen verlieren Projekte ihre Finanzierbarkeit („Bankability“) oder werden zumindest deutlich teurer.

Abhilfe könnte eine Begrenzung der entschädigungslosen Abregelung schaffen, um die Risiken für Investoren kalkulierbarer zu machen („Stop-Loss“-Regel). Denkbar wäre etwa, die entschädigungsfreie Abregelung auf einen bestimmten Anteil der Erzeugung – beispielsweise fünf Prozent – zu begrenzen oder die vorgesehene Frist von zehn Jahren deutlich zu verkürzen, etwa auf drei Jahre. Einen entsprechenden Vorschlag haben EWE und EnBW kürzlich vorgelegt.

Problem 4: Eigeninteresse der Netzbetreiber

In der Politik und in der Öffentlichkeit herrscht vielerorts die Vorstellung, Netzbetreiber seien „ehrliche Makler“, die im Interesse der Allgemeinheit agieren und „die schon wissen was zu tun ist“. Diese Vorstellung ist naiv. Netzbetreiber sind privatwirtschaftliche Unternehmen mit Gewinnerzielungsabsicht. Viele große Flächennetzbetreiber gehören zum börsennotierten E.ON-Konzern und sind damit ihren Aktionären verpflichtet. Gleichzeitig stehen Verteilnetzbetreiber unter politischem Druck, ihre Netzentgelte zu senken.

Vor diesem Hintergrund besteht ein unmittelbares Eigeninteresse, den Redispatch-Vorbehalt möglichst umfassend anzuwenden. Denn dadurch lassen sich Redispatch-Kosten reduzieren und potenziell Investitionen in erneuerbare Energien abschrecken – beides wirkt sich positiv auf Bilanz und Netzentgelt aus. Zudem verfügen Netzbetreiber über Spielräume, das Überschreiten der Drei-Prozent-Schwelle zu beeinflussen: etwa durch einen gezielten Zuschnitt der Gebiete („Gerrymandering“), durch die operative Gestaltung von Netzengpassmaßnahmen oder – im schlimmsten Fall – durch Verzögerungen beim Netzausbau.

Um diese Fehlanreize zu begrenzen, könnten Vorbehaltsgebiete zeitlich befristet werden. Nach Ablauf dieser Frist müssten Netzbetreiber auch Neuanlagen wieder entschädigen, selbst wenn die Abregelungsschwelle weiterhin überschritten ist. Darüber hinaus sollte der Zuschnitt der Gebiete klaren, objektiven Kriterien folgen.

Ein weiteres Problem ergibt sich daraus, dass viele Verteilnetzbetreiber nicht vollständig entflochten („unbundled“) sind und eigentumsrechtlich mit Stromerzeugern verbunden bleiben. Daraus kann ein Anreiz entstehen, eigene Wind- und Solarparks bevorzugt zu behandeln und externe Anlagen überproportional von entschädigungsfreier Abregelung zu treffen.

Problem 5: Ignorieren von Synergien zwischen Wind und Solar

Bei der Berechnung der Drei-Prozent-Schwelle werden Wind- und Solarenergie gemeinsam betrachtet. Netzwirtschaftlich ist das wenig sinnvoll. Selbst in einem solar-dominierten Netz können zusätzliche Windparks oft problemlos integriert werden, da ihre Erzeugungsprofile sich ergänzen: Wind weht häufig dann, wenn die Sonneneinstrahlung gering ist. Der Vorschlag des BMWE vernachlässigt diese Synergien und verschenkt damit Effizienzpotenziale bei der Nutzung vorhandener Netzkapazitäten.

Dieses Problem ließe sich vergleichsweise einfach beheben, indem Vorbehaltsgebiete getrennt für Windkraft und Photovoltaik berechnet und ausgewiesen werden.

Was die Koalition jetzt tun sollte

Wird der Redispatch-Vorbehalt in der derzeit vorgesehenen Form umgesetzt, droht die Ausweisung großflächiger Vorbehaltsgebiete – mit der Folge eines weitgehenden Investitionsstopps in diesen Regionen. Besonders betroffen wäre voraussichtlich die Windenergie an Land, also ausgerechnet die Technologie mit den niedrigsten Gesamtsystemkosten. Ein breiter Einbruch beim Windausbau würde sich mittelfristig in steigenden Strompreisen für Verbraucher niederschlagen.

Hinzu kommt: Die durch regulatorische Unsicherheit erhöhten Finanzierungsrisiken würden auch Projekte außerhalb der betroffenen Gebiete verteuern. Dies dürfte sich in höheren EEG-Geboten und zusätzlichen Belastungen für den Bundeshaushalt niederschlagen.

Die Koalition sollte daher die verbleibende Zeit nutzen, um beim Redispatch-Vorbehalt grundlegend nachzubessern. Zentrale Ansatzpunkte sind:

• Die getrennte Anwendung des Instruments auf Wind und Solar
• Die Anhebung der 3-Prozent-Schwelle
• Eine frühzeitige und verbindliche Ausweisung betroffener Gebiete
• Beschränkung der entschädigungslosen Abregelung
• Anreize für eine effiziente Abregelungsreihenfolge
• Die zeitliche Befristung der Vorbehaltsgebiete, um Fehlanreize beim Netzausbau zu mindern

Lion Hirth ist Professor für Energiepolitik an der Hertie School in Berlin und Gründer und Geschäftsführer des Beratungsunternehmens Neon, das auch regelmäßig das Bundeswirtschaftsministerium berät.