In einer vom BDEW beauftragten Prognos-Studie werden die kumulativen Auswirkungen von sieben geplanten regulatorischen Maßnahmen untersucht: Aus dem Regierungsentwurf des EnWG 2027 („Netzpaket“) der Redispatch-Vorbehalt (RDV) und die systemdienliche Anschlussleistung (SAL); aus dem Regierungsentwurf des EEG 2027 der zweiseitige Differenzvertrag (CfD), die kommunale Beteiligung und das Referenzertragsmodell; und aus den Festlegungsprozessen der Bundesnetzagentur (BNetzA) die Kapazitätsentgelte aus dem AgNes-Festlegungsprozess sowie Baukostenzuschüsse (BKZ). Die entstehenden Kosten und Vorteile aus den sieben Maßnahmen wurden beziffert und als Gesamteffekt auf die Stromgestehungskosten (Levelized Cost of Electricity, LCOE) für neue Wind an Land- und Photovoltaik-Anlagen berechnet.
Kernaussage der Studie
Die Studie verdeutlicht, dass die verschiedenen Instrumente (SAL, BKZ, RDV, AgNes, CfD etc.) hinsichtlich der Standortwahl beim Ausbau neuer EE-Projekte eine Lenkungswirkung entfalten, wenn Wettbewerb in den EEG-Ausschreibungen vorhanden ist: wenn Zuschlagswerte sinken, können RDV-Kosten nicht eingepreist werden und es wird in kapazitätslimitierten Gebieten nicht gebaut. In anderen Worten: Ein Standortsignal funktioniert dann sinnvoll, wenn Projekte tatsächlich zwischen Standorten ausweichen können und außerhalb der Engpassgebiete noch wirtschaftlich realisierbar sind.
Die Ergebnisse zeigen, dass vor allem Windenergieanlagen an Land diese Voraussetzung erfüllen; für diese Bewertung wurden die RDV-Kosten aus den Stromgestehungskosten herausgerechnet. Bei PV-Freifläche hingegen besteht die Möglichkeit, dass auch außerhalb von kapazitätslimitierten Gebieten kein Ausbau stattfindet, da die Belastungen auch ohne die Mehrkosten des RDV bereits so hoch sind, dass sie den Höchstwert im EEG übersteigen.
Der BDEW fordert von daher in seiner Stellungnahme zum EEG die Prüfung und Anhebung des Höchstwerts für PV-Freiflächenanlagen. Entscheidend ist aus Sicht des BDEW insgesamt ein kohärenter regulatorischer Rahmen, der Investitions- und Planungssicherheit für neue Erzeugungsanlagen schafft und zugleich An reize für eine effiziente Nutzung knapper Netzkapazitäten setzt sowie ein ambitionierterer Netzausbau.
Ausgangslage und Ziel der Studie
Mit dem EEG 2027, dem Netzanschlusspaket 2027 sowie der Weiterentwicklung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) stehen verschiedene regulatorische Änderungen im Raum, die sich - vor allem in Kombination - auf die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für neue Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE) auswirken können.
Die vorliegende Prognos-Studie hatte zum Ziel, die kumulativen Auswirkungen anstehender regulatorischer Änderungen auf die Stromgestehungskosten neuer Windenergie- und Photovoltaikanlagen (PV) in Deutschland darzustellen. In die quantitative Betrachtung flossen die folgenden Maßnahmen ein: Der Redispatch-Vorbehalt (RDV) und die systemdienliche Anschlussleistung (SAL) aus dem Regierungsentwurf des EnWG 2027 („Netzpaket“), die kommunale Beteiligung sowie das Referenzertragsmodell für Wind an Land aus dem Regierungsentwurf des EEG 2027 und die Kapazitätsentgelte und Baukostenzuschüsse (BKZ) aus dem AgNes-Festlegungsprozess der Bundesnetzagentur (BNetzA).
Qualitativ betrachtet wurden zusätzlich folgende Faktoren: Der vorgesehene zweiseitige Differenzvertrag (CfD) aus dem Regierungsentwurf des EEG 2027 wird aufgrund seiner primären Wirkung auf Erlöschancen, Finanzierung und Gebotsverhalten qualitativ eingeordnet und nicht unmittelbar in den LCOE quantifiziert. Speicher und Co-Location werden als ergänzende Perspektive qualitativ berücksichtigt. Sie können durch verschiedene Effekte, wie bspw. die gemeinsame Nutzung von Netzanschlusskapazitäten und die Zwischenspeicherung von Erzeugungsspitzen, regulatorisch bedingte Ertrags- und Netzanschlusseffekte bei PV-Freiflächenanlagen teilweise mindern, verursachen zugleich aber zusätzliche Investitions- und Betriebskosten.
Die Untersuchung ist als modellgestützte Einordnung der Größenordnung möglicher zusätzlicher Kosten zu verstehen. Sie basiert auf ausgewählten Referenzkonfigurationen und bildet für die betrachteten Maßnahmen die maximalen Mehrkosten ab. Wechselwirkungen zwischen einzelnen Maßnahmen werden nur begrenzt berücksichtigt. Die Ergebnisse stellen daher keine Prognose für die Wirtschaftlichkeit eines konkreten Einzelprojekts dar, sondern ermöglichen einen systematischen Vergleich der regulatorisch bedingten Kosten- und Ertragseffekte für EE-Projekte unter einheitlichen Annahmen.
Ergebnisse der Studie
Die Studie zeigt, dass die untersuchten Maßnahmen zu höheren Stromgestehungskosten für Wind an Land und Photovoltaik führen. Die Kosten steigern sich bei Wind an Land um bis zu 21 %, PV-Dachfläche bis zu 18 % und bei PV-Freifläche um bis zu 30 %. Damit wird bei Wind an Land der EEG-Höchstwert aufgrund des Korrekturfaktors des Referenzertragsmodells knapp nicht überschritten. Das gleiche gilt für PV-Dachflächen. Bei PV-Freiflächen hingegen übersteigen die Kosten den EEG-Höchstwert deutlich.
BDEW-Einordnung
Diese Studie dient der Bezifferung der entstehenden Kosten für EE-Projekte durch die betrachteten regulatorischen Änderungen. Mögliche netzseitige und volkswirtschaftliche Nutzenwirkungen der Instrumente – etwa durch eine effizientere Nutzung vorhandener Netzkapazitäten, eine Begrenzung zusätzlicher Engpässe, die Begrenzung der Redispatchkosten oder eine stärkere räumliche Steuerung des Zubaus – wurden hingegen nicht quantifiziert.
Die Ergebnisse erlauben daher keine gesamtwirtschaftliche Bewertung der einzelnen Maßnahmen. Es werden lediglich Stapeleffekte hinsichtlich der Stromgestehungskosten aufgezeigt. Der BDEW plädiert für Kohärenz zwischen den Maßnahmen. Das Ziel muss sein, EE-Ausbau, effiziente Netznutzung und Netzausbau zusammenzudenken. So ist es aus Sicht des BDEW auch grundsätzlich sinnvoll, die jeweilige Netzsituation stärker bei der Standortwahl neuer Erzeugungsanlagen zu berücksichtigen. Voraussetzung dafür sind eine belastbare und transparente Datengrundlage sowie Instrumente, die gezielt dort Lenkungswirkung entfalten, wo tatsächlich relevante Netzengpässe bestehen.
Entscheidend ist, dass solche Instrumente den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien nicht unverhältnismäßig einschränken und bereits getätigte Investitionen sowie fortgeschrittene Planungen nicht nachträglich entwerten. Zugleich darf die Weiterentwicklung des Netzanschlussrechts nicht losgelöst vom notwendigen Ausbau der Netzinfrastruktur betrachtet werden. Eine effizientere Nutzung bestehender Netzkapazitäten und ein deutlich beschleunigter Netzausbau müssen daher Hand in Hand gehen.
