Vorbemerkungen

Die vielen internationalen Konflikte mit militärischen und handelspolitischen Mitteln erschweren den Erhalt und den Fortschritt des Wirtschafts- und Industriestandortes Deutschland. Dabei benötigt die Erneuerbaren-Energien-Industrie genauso wie jede andere Branche verlässliche stabile politische und gesetzliche Rahmenbedingungen. Eine verlässliche und günstige Energieversorgung ist essenziell für die gesamte deutsche Wirtschaft und das Energiesystem befindet sich in einer umfänglichen Transformation, im Zuge derer die Erneuerbaren zunehmend systemsetzend sind. Dabei übernehmen Erneuerbare Energien (EE) neben der eigentlichen Energieerzeugung zunehmend auch Verantwortung für Flexibilisierung, Kosteneffizienz, Krisenfestigkeit und Versorgungssicherheit im gesamten Energiesystem.

Das Stromeinspeisegesetz (StrEG) im Jahr 1990 und das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) im Jahr 2000 haben den Grundstein für die Energiewende und die damit einhergehende Transformation der deutschen Wirtschaft gelegt. Diese ist seitdem riesige Schritte vorangekommen und sowohl der Koalitionsvertrag als auch das Energiewende-Monitoring und die 10 Schlüsselmaßnahmen des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWE) knüpfen daran an. Es gilt, Optimierungspotenziale auszuschöpfen und Erneuerbare Technologien auch in den Sektoren Wärme und Mobilität wirken zu lassen, während der grundlegende Transformationskurs beibehalten werden muss. Nur eine konsequent fortgeführte und gleichzeitig optimierte Energiewende kann Klimaneutralität mit Versorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und Resilienz verbinden.

Erneuerbare Energien sind bereit, Verantwortung zu übernehmen für das Energiesystem, für Wohlstandssicherung und für ein wiederkehrendes Wachstum der deutschen Wirtschaft. Die Novellierung des EEG ist dabei eine Chance, die heute schon zukunftsgerichteten Rahmenbedingungen mit Verlässlichkeit auszustatten und die bestehenden Blockaden für Effizienzsteigerungen abzubauen. Planungs- und Investitionssicherheit sind dabei ebenso unverzichtbar wie die Steigerung von Netz- und Systemdienlichkeit. Das Energiesystem muss dabei immer ganzheitlich betrachtet werden, alle Erneuerbaren Energien müssen miteinbezogen werden und die Maßnahmen müssen sowohl kurzfristige Erfolge bringen als auch langfristige Perspektiven schaffen. Für alle Teile der Umsetzung dieses gesetzlichen Vorhabens steht die EE-Branche mit ihren Tausenden mittelständischen Akteuren und über 30 Mrd. € jährlichem Investitionsvolumen für einen konstruktiven Dialog mit Lösungsvorschlägen bereit.

Im vorliegenden Positionspapier legt der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V (BEE) seine Maßnahmenvorschläge fürs EEG 2027 dar.
 

Das Wichtigste in Kürze

Konsequente Fortführung der Energiewende

EE-Ausbauziele:

Die im EEG festgelegten Ziele für den Ausbau Erneuerbarer Energien müssen beibehalten und der EE-Ausbau kontinuierlich und planungssicher fortgeführt werden. Bei der Stromprognose müssen sowohl alle fluktuierenden und steuerbaren EE als auch Puffer für Anreize zur Elektrifizierung und die Ansiedlung von Zukunftstechnologien einbezogen werden.

Gesicherte Leistung:

Steuerbare EE können sektorenübergreifend einen signifikanten Beitrag für die Versorgungssicherheit leisten, wenn ihnen die entsprechenden Leitplanken gegeben werden. Dafür werden unbürokratische Übergangs- und Nachfolgeregelungen sowie eine konsistente Strategie für Ausbau und Flexibilisierung der vorhandenen Potenziale benötigt.

Regionale Steuerung:

Das Energiesystem der Zukunft ist dezentral aufgebaut, was eine Reihe von Vorteilen mit sich bringt und neue lokale Möglichkeiten schafft. Wertschöpfung, Beteiligung und unmittelbare Energieversorgung können durch Instrumente wie Energy Sharing oder Bürgerbeteiligung auf regionaler Ebene konzipiert werden und die Akteursvielfalt in der Energiewende hochhalten.

Optimierung der Energiewende

Finanzierungsinstrumente:

Für die unabdingbar notwendige Planungssicherheit und Investitionssicherheit muss ein verlässliches Förder- bzw. Absicherungssystem gegeben sein. Das aktuelle System muss grundlegend erhalten und Optimierungspotenziale ausgeschöpft werden. Die richtige Ausgestaltung von CfDs kann hier weiterhelfen, v. a. gegen negative Strompreise und Redispatch.

Netzausbau:

Um Netzbetriebs- und Netzausbaukosten zu senken, muss die vorhandene Infrastruktur besser ausgelastet und der Betrieb optimiert werden. Dafür braucht es eine praxistaugliche Weiterentwicklung der Überbauung von Netzverknüpfungspunkten und Verbindlichkeit bei der Standardisierung der Netzanschlussverfahren auf allen Netzebenen. Zudem sorgen höhere Transparenz sowie die flächendeckende Digitalisierung für vereinfachte, beschleunigte und flexiblere Prozesse. Voraussetzung für eine räumlich effiziente Netznutzung ist eine transparente Information der Netzbetreiber über die regionale und technische Auslastung des Netzes.

Flexibilitäten:

Die bisher ungenutzten Potenziale von Flexibilitäten auf der Erzeugungs-, Transport- und Verbrauchsseite könnten für die System- und Netzdienlichkeit weiterhelfen, womit die Gesamtoptimierung und die Kostensenkung voranschreiten würden. Das EEG kann hier Anreize für stetige Erzeugung und komplementäre Flexibilitäten setzen.

Umsetzung des Net Zero Industry Act (NZIA):

„Netto-Null-Technologien“ sollten aus geostrategischen und sicherheitspolitischen Gründen verstärkt innereuropäisch produziert werden. Die nationale Umsetzung des NZIA muss dabei nicht-preisliche Kriterien aufstellen, die resiliente Lieferketten und Cybersicherheit fokussiert voranbringen, während gleichzeitig die Komplexität und Bürokratie gering bleibt.

1        EEG-Ziele und Strommengenpfad beibehalten

1.1  Grundsätzliches

Der Stromverbrauch wird in den kommenden Jahren stark ansteigen – darin sind sich viele im Energiewende-Monitoring untersuchten Studien einig. Grund dafür sind sowohl Nachholeffekte bei der Elektrifizierung im Wärme-, Verkehrs- und Industriesektor als auch ein Wirtschaftsaufschwung und die Ansiedlung von v. a. Rechenzentren für Künstliche Intelligenz (KI) und Elektrolyseuren für grünen Wasserstoff (H₂). Der BEE erwartet in seiner aktuellen Analyse, dass der Stromverbrauch von aktuell 521 TWh auf 705 TWh im Jahr 2030 ansteigt – aufgeteilt in:

·        Konventioneller Stromverbrauch (Haushalte, Gewerbe, Industrie): 530 TWh

·        Innovative, stromintensive Technologien, insbesondere Rechenzentren für KI: 37 TWh

·        Sektorenkopplung: 48 TWh Elektromobilität und 41 TWh Wärmepumpen

·        Heimische Erzeugung von grünem Wasserstoff (7 GW): 28 TWh

·        Elektrifizierung industrieller Prozesse (z. B. Elektro-Kessel): 21 TWh

Da es aufgrund geopolitischer Unsicherheiten zusätzliche Sicherheitspuffer braucht, sollte das im EEG angegebene Stromverbrauchsziel von 750 TWh konsequent weiterverfolgt werden.

Zum Erreichen einer wettbewerbsfähigen, klimaneutralen und zukunftsorientierten Wirtschaft, deren Stromverbrauch im Jahr 2030 zu 80 % von Erneuerbaren Energien gedeckt wird, ist ein erhöhter EE-Ausbau unverzichtbar. Der unter den Zielen gebliebene Ausbau der Anfangsjahre dieses Jahrzehnts muss aufgeholt und das Tempo beibehalten werden. Die im EEG und im WindSeeG festgelegten Ausbauziele für die einzelnen Technologien sind zwingend erforderlich:

Neben den Zielvorgaben in der obenstehenden Tabelle hält der BEE einen Ausbau der installierten Leistung von flexibilisierten Biogasanlagen, Biomethan-BHKW und Holzheizkraftwerken auf 24 GW bis 2040 für möglich, sofern sowohl Bestandsanlagen weiter betrieben und flexibilisiert als auch stillgelegte Anlagen durch flexible Neuanlagen ersetzt werden. Dafür braucht nicht mehr Flächen oder mehr genutzter Biomasse, aber das Ausschreibungs-volumen muss ab 2027 auf 3.000 MW pro Jahr angehoben und bis 2032 verlängert werden.

Mit Wasserkraft und Geothermie stehen zwei zusätzliche steuerbare EE zur Verfügung. Laut BEE-Strommarktdesignstudie könnte sich die installierte Leistung von Wasserkraft bis 2030 auf 5,6 GW belaufen, wovon sich durch entsprechende Maßnahmen mittelfristig 1-2 GW flexibilisieren ließen, ergänzt durch ein 19 GW großes Potenzial an Pumpspeichern. Geothermieanlagen bieten ein Potenzial von 0,72 GW installierte Leistung bis 2030.

1.2  Auswirkungen auf Treibhausgasemissionen und CO₂-Preise

Bei der Sektorenkopplung bestehen Aufholbedarfe, denn ohne dynamische Elektrifizierung und einen schnellen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft würden bis 2030 rund 100 Mio. Tonnen CO₂-Äquivalente mehr emittiert werden als notwendig. Dies entspricht einer Senkung der Emissionen in den Sektoren Wärme, Verkehr und Industrie um etwa 10 % anstatt der notwendigen 35 %. Infolgedessen drohen Unternehmen, insbesondere der energieintensiven Industrie, Zusatzkosten für Emissionszertifikate, deren Preise ohne umfassende zusätzliche politische Maßnahmen bis 2030 auf 200 bis 300 €/t CO₂ steigen werden. Der BEE schätzt, dass diese hohen CO₂-Preise im Jahr 2030 zu Mehrkosten zwischen 29 und 68 Mrd. € führen würden. Für Privathaushalte würden damit die jährlichen Energiekosten um 1.080 € bis 2.250 € steigen, hauptsächlich für Kraftstoff und Erdgas. Bis heute hat der EEG-gestützte Anteil an der Stromversorgung der deutschen Industrie bereits eine Ersparnis an pflichtigen CO₂-Zertifikaten in Höhe von 13 Mrd. € verschafft. Um diese Einsparungen weiter auszudehnen, ist eine konsequente Fortführung des EE-Ausbaus sowie eine Elektrifizierung der Sektoren Wärme, Verkehr und Industrie unerlässlich.

2 Gesicherte Leistung aus steuerbaren Erneuerbaren Energien bereitstellen und Versorgungssicherheit gewährleisten

2.1  Flexible Biogasanlagen und Holzheizkraftwerke einbeziehen

2.1.1  Grundsätzliches

Das am Anfang des Jahres verabschiedete Biomassepaket setzt wichtige Impulse für den Erhalt der Biogasnutzung im Stromsektor. Der BEE sieht jedoch Handlungsbedarf, um sowohl Bestandsanlagen weiterzubetreiben und zu flexibilisieren als auch um stillgelegte Anlagen durch flexible Neuanlagen ersetzen zu können. Das EEG muss im Sinne einer dezentralen, flexiblen und wirtschaftlich tragfähigen Strom- und Wärmeerzeugung weiterentwickelt werden.

Die Kernmaßnahmen zur Stärkung der flexiblen Stromerzeugung aus Biomasse sind nachfolgend erläutert. Weitere Vorschläge finden sich im Positionspapier „Biomassepaket 2.0”.

2.1.2  Mehr betriebswirtschaftliche Freiheit gewähren: Das Strommengenmodell

Neue und bestehende Biogasanlagen brauchen weiterhin geeignete Leitplanken für eine Überbauung und eine flexible Fahrweise. Gleichzeitig muss den Anlagen, die in die EEG-Anschlussvergütung wechseln, wieder mehr betriebswirtschaftliche Freiheit in der Ausgestaltung ihres Anlagenkonzepts gegeben werden. Deshalb sollte die Vergütung für Biogasanlagen in den Ausschreibungen nicht mehr auf eine bestimmte Anzahl an Betriebsviertelstunden pro Jahr oder auf einen Zeitraum von 12 Jahren beschränkt sein. Vielmehr wird für jede Biogasanlage eine vergütungsfähige Strommenge festgelegt, die über einen beliebig langen Zeitraum genutzt werden kann. Dies ermöglicht für das Anlagenkonzept einen großen betriebswirtschaftlichen Spielraum und belohnt gleichzeitig eine flexible Stromproduktion. Bestandsanlagen mit geringer Leistung sollten durch Bagatellgrenzen berücksichtigt werden, weil bei einer Flexibilisierung die installierte Leistung – nicht die genutzte Biomassemenge – angehoben werden muss.

2.1.3  Übergangsregeln für Anlagen mit Vergütungsende 2024-2026

Nur wenige Biogasanlagen sind bereits heute so stark flexibilisiert, dass sie die ambitionierten Flexibilitätsanforderungen aus dem Biomassepaket erfüllen können. Anlagen, deren erste EEG-Vergütung vor Jahresbeginn 2027 endet, können die notwendigen Investitionen nicht realisieren. Diese Anlagen brauchen schnellstmöglich eine Übergangsregelung für ihre Flexibilisierung.

2.1.4  Zugang von Biomethananlagen zum Gasnetz & Nachfolgeregeln für die auslaufende Gasnetzzugangsverordnung

Werden Biogas-Blockheizkraftwerke (BHKW) ans Gasnetz angeschlossen, können sie in Zeiten leerer Biogasspeicher mit Biomethan aus dem Gasnetz versorgt werden, was bei der Überbrückung von Dunkelflauten hilft. Dafür muss jedoch der Zugang von Biomethan-einspeiseanlagen auch mittel- und langfristig sichergestellt sein. Darüber hinaus braucht es dringend eine Nachfolgeregelung zur Ende 2025 auslaufenden Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV).  Ohne die notwendige Investitionssicherheit durch verlässliche Rahmenbedingungen beim Gasnetzanschluss liegen neue Biomethanprojekte auf Eis.

2.2  Potenziale der Wasserkraft für die Energiewende heben

2.2.1  Grundsätzliches

Die Stromerzeugung aus Wasserkraft zeichnet sich durch ihre stetige und verlässliche Verfügbarkeit aus, die es erlaubt, vielfältige Netzdienstleistungen zu erbringen. Dazu gehören die Bereitstellung von Momentanreserve, Notstromreserve, Blindleistung sowie schneller und flexibler Regelenergie. Dies trägt zur Sicherung eines stabilen, sicheren und kostengünstigen Versorgungssystems bei. Die Kleinwasserkraft stellt diese wertvollen Systemdienstleistungen vor allem in den Nieder- und Mittelspannungsnetzen zur Verfügung und senkt so die Kosten im Gesamtsystem. Über diese Erzeugung der rund 7.500 Wasserkraftwerke mit einer Gesamtkapazität von ca. 5,6 GW installierter Leistung hinaus bestehen noch große ungenutzte Potenziale von 6-7 GW. Um diese auszuschöpfen, braucht es eine in sich konsistente, übergreifende Wasserkraftstrategie für v. a. die Modernisierung des Bestands, die Nutzung vorhandener Altstandorte und einen gewässerökologisch verträglichen Ausbau.

2.2.2  Wirtschaftliche Rahmenbedingungen im EEG verbessern

Die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen der Wasserkraft verlangen Planbarkeit und Sicherheit und werden maßgeblich durch das EEG bestimmt. Dabei sind die seit dem Jahr 2000 geltenden Vergütungen für Strom aus Wasserkraft nie angepasst worden, während die Kosten für Investitionen und Betrieb der Anlagen erheblich gestiegen sind – allein in den letzten 5 Jahren um mehr als 40 %. Dies gefährdet die Wirtschaftlichkeit, insb. bei kleineren Anlagen, die häufig eine zuverlässige Eigenversorgung von Mühlen-, Landwirtschafts- oder Sägewerksbetrieben sicherstellen. Um diesen Herausforderungen zu begegnen, sollten eine neue Vergütungsklasse für Anlagen unter 100 kW eingeführt, die Vergütungen für alle Anlagenklassen an die aktuelle Kostenentwicklung angepasst und deren Degression im EEG gestrichen werden. Zudem sollte eine angemessene Vergütung der Netz- und Systemdienstleistungen erfolgen.

Eine wirtschaftlich gesunde Wasserkraft steht neben der verlässlichen Energieversorgung als mittelständische deutsche Branche auch für Wertschöpfung und Arbeitsplätze im ländlichen Raum. Davon profitieren die Turbinen- und Anlagenhersteller, die technologisch führend ihre Produkte in die ganze Welt exportieren, wie auch die vielen Handwerksbetriebe im vor- und nachgelagerten Bereich der Wasserkraft vor Ort. Somit hängt diese traditionell deutsche Branche eng am wirtschaftlichen Wohlergehen der Wasserkraft insgesamt. Eine Abwanderung ins Ausland muss dringend vermieden werden.

2.2.3  Flexibilitätspotenziale der Wasserkraft ausschöpfen

Die Wasserkraft spielt als stetig verfügbare, planbare und flexibel steuerbare Erneuerbare Energie eine wichtige Rolle für die Versorgungssicherheit, für mehr Flexibilität und Netzstabilität im Gesamtsystem, insbesondere auf der kostenintensiven Verteilnetzebene. Allein die dynamische Stauraumbewirtschaftung im Bestand könnte 1-2 GW installierter Leistung flexibilisieren, die Nutzung der langfristigen Ausbaupotenziale der Wasserkraft weitere 3-3,5 GW Flexibilität heben. Erstere Potenziale ließen sich bereits erschließen, indem z. B. steuerbare Wehrklappen zur Nutzung der ohnehin vorhandenen natürlichen Abflussschwankungen zur flexiblen Stauraumbewirtschaftung genutzt würden. Dies wäre technisch, wasserwirtschaftlich und gewässerökologisch unbedenklich umsetzbar. Bereits eine dynamische Nutzung der Stauziele von +/-10% würde für diese Flexibilisierung der Wasserkraft ausreichen. Alternativ könnten bestehende Kraftwerke im Teillastbetrieb gefahren werden, um sie im Bedarfsfalle schnell und effizient hoch- oder abregeln zu können. Nicht zuletzt könnten durch den Neubau von Kraftwerken an bereits bestehenden Querbauwerken gänzlich der Flexibilisierung der Erzeugung dienende Kapazitäten bereitgestellt werden. Hierzu wird jedoch die Einführung eines an den spezifischen Bedarfen der Wasserkraft ausgerichteten zusätzlichen Fördermechanismus notwendig. So sollte für die zur flexiblen Nutzung bereitgestellte Wasserkraftleistung eine auskömmliche Kapazitätszahlung im EEG eingeführt werden, analog zum Flexibilitätszuschlag und zur Flexibilitätsprämie für flexibilisierte Biogasanlagen.

2.2.4  Empfehlungen für EEG-Anpassungen im Bereich Wasserkraft

Die Wasserkraft kann entscheidend zur Dekarbonisierung und Flexibilisierung des deutschen Energiesystems beitragen. Der BEE empfiehlt, insbesondere die wertvollen Flexibilitäts- und Systempotenziale der Wasserkraft bei der Ausarbeitung der anstehenden EEG-Novelle zu berücksichtigen. Die EEG-Vergütung von Strom aus Wasserkraft muss dabei an die aktuelle Kostenentwicklung angepasst werden. Außerdem braucht es Anreize für die Bereitstellung von mehr Flexibilität und anderer Systemdienstleistungen.

Konkrete und detaillierte Vorschläge für EEG-Anpassungen für die Wasserkraft finden sich unter https://www.bundesverband-deutscher-wasserkraftwerke.de/stellungnahmen-positionspapiere/.

3    Regionale Steuerung und lokale Wertschöpfung erreichen

3.1  Chancen der Dezentralität der EE stärker nutzen

Wesentliche Vorteile der Energiewende liegen in der dezentralen und skalierbaren Erneuerbaren Energieerzeugung am Ort des Stromverbrauchs. Dies ermöglicht nicht nur die Reduktion der Netzausbaubedarfe und -kosten, sondern macht die Einspeisung aufgrund der deutschlandweit verteilten Erzeugung leichter prognostizierbar (sog. Portfolioeffekt), was wiederum die Integration der EE erleichtert und die Redispatchbedarfe senkt. Außerdem ergeben sich sicherheitspolitische Vorteile, denn ein dezentrales Energiesystem ist weniger anfällig für Militärschläge.

3.2  Haushalte und lokale Unternehmen an der Energiewende beteiligen

Erneuerbare Energien sind Mitmach-Energien, denn Bürgerenergie, Energy Sharing und andere Beteiligungsformate schaffen lokale Wirtschaftskraft und steigern die Akzeptanz. Jedoch wird das stetige Einbeziehen neuer Akteure durch die aktuelle Regulatorik erschwert.

Uneinheitliche Beteiligungsgesetze in den Bundesländern führen bei Wind- und Freiflächen-PV-Projekten zu Zusatzkosten und behindern einen fairen, deutschlandweit vergleichbaren Wettbewerb. Daher ist eine Vereinheitlichung dieser Regelungen dringend erforderlich.

Die Beschränkung der Bürgerenergie für Wind an Land auf 18 MW muss für eine breite Akteursvielfalt außerhalb von Ausschreibungen lt. § 22 Absatz 2 EEG ersetzt werden durch eine Begrenzung auf sechs Anlagen. Weitere Vorschläge finden sich in der Stellungnahme des BWE.

Die Einführung von Energy Sharing darf keine Akteure de facto ausschließen oder ihre Teilnahme durch z. B. Netzgebietsgrenzen einschränken, sonst bliebe das Potenzial zur Stärkung der Akzeptanz und zur Förderung neuer Geschäftsmodelle ungenutzt. Neben Peer-to-Peer-Modellen muss beim Energy Sharing auch das Pooling von Erzeugung und Verbrauch zulässig sein, um den gemeinsamen Eigenverbrauch in der Energy-Sharing-Community zu erhöhen und Flexibilität für das Stromsystem bereitzustellen. Zudem sollte jede Community einen zentralen Reststromlieferanten wählen können, um klare Verantwortlichkeiten und Marktprozesse sicherzustellen. Damit Energy Sharing wirtschaftlich attraktiv wird und seine netzdienlichen Potenziale entfalten kann, braucht es gezielte Anreize wie reduzierte Netzentgelte, Stromsteuerbefreiungen (z. B. nach § 9 StromStG) und vergünstigte intelligente Messsysteme.

3.3  Direktbelieferung für die Industrie

Mit Direktbelieferungen werden Unternehmen in die Lage versetzt, ihre Dekarbonisierung eigenverantwortlich voranzutreiben. Der Gesetzgeber kann die Stromdirektbelieferung für Unternehmen dem Koalitionsvertrag entsprechend einfacher und attraktiver gestalten. Zum Beispiel sollten Erleichterungen für Power Purchase Agreements (PPA) eingeführt sowie rechtliche und administrative Hürden für die Direktstrombelieferung abgebaut werden. Die anstehende Verordnung zum Industriestrompreis sollte der Industriedirektbelieferung einen besonderen Stellenwert als Gegenleistung zur Strompreissubvention zuschreiben.

Das Kriterium der „unmittelbaren räumlichen Nähe“ in §§ 3 Nr. 16 und 21b Abs. 4 Nr. 2 lit. a EEG sollte gestrichen werden, denn die Distanz der Anlagen zum abnehmenden Unternehmen ergeben sich bereits aus immissionsschutzrechtlichen Gründen und aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten.

Bestehende Unsicherheiten zu den Begriffen „Direktleitung“ in § 3 Nr. 12 EnWG sowie „Kunden-anlage“ in § 3 Nr. 59 EnWG und „Kundenanlage zur betrieblichen Eigenversorgung“ sollten durch klare Definitionen abgebaut werden, um Investitionen zu begünstigen und zu entbürokratisieren. Details finden sich im BWE-Positionspapier „Stromdirektbelieferung für Unternehmen stärken“.

4 Absicherung durch EEG-Einspeisevergütung weiterentwickeln

4.1      Ausgestaltung von Contracts for Difference (CfDs)

Wesentlicher Grundbaustein einer erfolgreichen Umsetzung der Energiewende besteht in der Sicherstellung einer betriebswirtschaftlichen Grundlage für Investitionen. Hierfür bietet die Absicherung im EEG eine Basis, die im Rahmen von EU-Vorgaben weiterzuentwickeln ist. Die bisher geltende Marktprämie, ist in einen zweiseitigen Contract for Difference (CfD) zu überführen. Dafür wird ein Wert angelegt (AZW) und Erlöse oberhalb dieses AZW werden abgeschöpft.

Die Ausgestaltung der zweiseitigen CfDs darf keine höheren Risiken für EE-Anlagenbetreiber herbeiführen, die die Akteursvielfalt einschränken oder durch zu große Komplexität einen Fadenriss im EE-Ausbau auslösen. Dies würde zu Risikoabschlägen bei Finanzierern führen, was wiederum die Projekt- und damit die Energiewendekosten erhöht.

Modelle für die Ausgestaltung von CfDs lassen sich unterteilen in produktionsabhängige und produktionsunabhängige CfDs. Produktionsunabhängige CfDs basieren nicht auf der tatsächlichen Einspeisung einer EE-Anlage, sondern auf der Einspeisung einer Referenzanlage. Im ungünstigsten Fall sorgt diese veränderte Bemessungsgrundlage zu verpflichtenden Rückzahlungen, ohne dass eine Abschöpfung tatsächlich gerechtfertigt wäre. Eine Analyse des BEEs hat gezeigt, dass die Bemessung einer Referenzanlage zu Mengenabweichungen von durchschnittlich 20 % der Jahresmenge führt. Die begrenzten Vorteile, insbesondere der Hedge gegen Dispatch-Verzerrungen (Day-Ahead- vs. Intraday-Preise), werden um ein Vielfaches überlagert durch neu entstehende Risiken für Betreiber und Investoren. Dann wäre ein völlig neues Risk Assessment für Zeitverzug, Risikoaufschläge und höhere Kapitalkosten vonnöten.

Aus Sicht des BEE ist es wichtig, nicht nur die Vor- und Nachteile einzelner Modelle zu diskutieren, sondern v. a. bei wesentlichen Parametern für jedwede Ausgestaltung zweiseitiger CfDs Folgendes zu beachten:

1.     Abschöpfung nach realen Erlösen

Als Bemessungsgrundlage für CfDs müssen die realen Erlöse der Anlagenbetreiber genutzt werden, denn eine pauschale Abschöpfung hieße steigende Finanzierungskosten. Zudem ermöglicht die Abschöpfung auf Basis von realen Erlösen die Integration der EE an allen Märkten (inkl. PPA, Terminmärkten, Energy Sharing), wohingegen eine pauschale Abschöpfung die Akteure zwingen würde, sich ausschließlich auf einem Referenzmarkt zu bewegen. Gleichzeitig muss bei zwischengespeichertem Strom eine zusätzliche Abschöpfung bei der Ausspeicherung ausgeschlossen werden, da dies die Wirtschaftlichkeit des Stromspeichers untergraben würde.

2.     Monatliche Basis der Abschöpfung

Je breiter die zeitliche Basis der Abschöpfung der Erlöse ist, umso größere Liquiditätspuffer sind notwendig. Da dies mit höheren Kosten einhergeht, wäre eine Abschöpfung auf Monatsbasis günstiger als eine jährliche.

3.     Einbau eines Cap & Floor Rahmens

Würde die Erlösabschöpfung ausschließlich auf dem AZW basieren, würden zum einen höhere Risiken (Marktwertdifferenzen, Direktvermarktungskosten usw.) und zum anderen notwendige Mehrerlöse aus markt- und netzdienlichen Fahrweisen ebenfalls abgeschöpft. Damit würden höhere Risiken entstehen und gleichzeitig Anreize für markt- und netzdienliche Investitionen wegfallen.

4.     Berücksichtigung von Kostensteigerungen

Investitions- und Betriebskosten werden durch unvorhersehbare Preissteigerungen im Strommarkt in Folge von internationalen Konflikten und Lieferengpässen beeinflusst. Solche Risiken sind über zusätzliche Puffer (z. B. eine prozentual vom Strompreis abhängige Direktvermarktungskomponente) abzufangen, da sie sonst unabhängig von der eigentlichen Abschöpfung zu Kostensteigerungen bei Investoren und Banken führen.

5.     Eigenverbrauch berücksichtigen

Ein wesentlicher Treiber der Energiewende ist die hohe Akteursvielfalt sowie die vielen Möglichkeiten der Partizipation und des Eigenverbrauchs. CfD-Modelle mit pauschaler Abschöpfung unterstellen eine bestimmte Menge an erreichbarem Strom und eine bestimmte Marktwerthöhe, die nur durch Überschusseinspeisung nicht erreicht werden. Netzneutraler Eigenverbrauch würde damit unnötig erschwert.

6.     Wechselmöglichkeiten für EE in der Vermarktung

Die Energiewirtschaft braucht eine flexible Ausgestaltung und Akteure brauchen Wechselmöglichkeiten zwischen verschiedenen Märkten. Nur dann ist sowohl Hedging (z. B. Terminmarkt) als auch kurzfristige Korrekturen veränderter Rahmenbedingungen (z. B. Spotmarkt) als auch die spezifische Ausgestaltung von Stromprodukten (z. B. PPA, Grünstrom, Energy Sharing) möglich. Auch mit zweiseitigen CfDs müssen alle Märkte bespielbar bleiben, sonst droht Einzelnen das Ausbluten und volkswirtschaftlich höhere Kosten. Über eine reale Abschöpfung ließe sich eventuelles Cherry-Picking verhindern.

7.     Herausnahme von Kleinanlagen (<200 kWp installierter Leistung; deminimis-Regel)

Bei Kleinanlagen würden zweiseitige CfDs zu einem Mehraufwand für alle Beteiligten führen, der deutlich größer ist als die zu erwartenden Einnahmen. Wegen diesem Missverhältnis sollten Kleinanlagen vom Abschöpfungsrahmen ausgenommen werden.

8.     Vereinfachte “0”-Meldungen

In Monaten, in denen bereits aufgrund der geringen Höhe der Marktwerte der jeweiligen Technologie gegenüber dem jeweiligen AZW klar ist, dass es zu keiner Abschöpfung kommt, sollten über eine vereinfachte “0”-Meldung Aufwand und Kosten reduziert werden.

9.     Keine Abschöpfung bei ausgeförderten Anlagen

Altanlagen außerhalb der EEG-Vergütung haben häufig höhere Betriebskosten (z. B. größerer Reparaturbedarf, Fehleranfälligkeit usw.) und gleichzeitig geringere Markterlöse. Für diese Anlagen würde eine Erlösabschöpfung einen künstlich verfrühten Rückbau erzwingen, weshalb sie davon auszunehmen sind.

10.  Umstellung von einer zeit- in eine mengenbasierte Absicherung

Um das wachsende Finanzierungsrisiko durch negative Strompreise zu entschärfen, ist es notwendig, Flexibilitäten auf der Erzeugungsseite zu integrieren. Dafür hilft es, die Absicherung von EE-Anlagen durch die EEG-Vergütung nicht nach Abschluss einer Zeitspanne, sondern einer Einspeisemenge enden zu lassen (siehe Kapitel 4.2).

Ergänzend sollten Herkunftsnachweise (HKN), wie in vielen anderen europäischen Ländern auch, für neue, geförderte Anlagen in Deutschland ausgestellt werden können – geförderte Bestandsanlagen sind davon weiterhin ausgenommen. Für den Staat eröffnet der Verkauf bzw. die Versteigerung solcher HKN eine zusätzliche Refinanzierungsquelle für den EE-Ausbau. Die HKN könnten über Handelsplattformen oder eigene staatliche Auktionen in den Markt gebracht und die daraus erzielten Erlöse zur Förderung Erneuerbarer genutzt werden.

4.2      Wirkung einer mengenbasierten Absicherung auf negative Preise

Ein starker Zubau von fluktuierenden EE führt aufgrund ihrer senkenden Wirkung auf die Strompreise (Merit-Order-Effekt) und dem dadurch höheren zeitlich fokussierten Überangebot zu immer häufigeren Fällen von negativen Strompreisen am Spotmarkt.

Da in Zeitfenstern mit negativen Strompreisen nach § 51 EEG keine Vergütung ausgezahlt wird, kommt es im Zuge dessen zu immer größeren Zahlungen für Erlösausfälle an Anlagenbetreiber. Dass die Anteile stetig wachsen, führt bereits heute zu erhöhten Kapitalkosten und zu Rückstellungen von Projekten – aktuell v. a. im PV-Bereich, aber es dehnt sich auf andere Technologien aus. Wie viel Prozent der jeweils aus Wind an Land und PV erzeugten Strommengen bei Neuanlagen davon betroffen sind, ist nachfolgend für jedes Jahr von 2015 bis 2025 dargestellt.

Abbildung 1: Entwicklung der Mengen, die von Wind an Land und PV unter § 51 EEG fallen, im zeitlichen Verlauf

Diesem Umstand muss mit mehr Flexibilität auf der Erzeugungs-, Transport- und Verbrauchsseite entgegengewirkt werden (siehe BEE-Strommarktdesignstudie), um die unkalkulierbaren Risiken negativer Strompreise für Betreiber zu verhindern.

Ergänzend fordert der BEE eine Anpassung des EE-Förderrahmens von einer zeit- zu einer mengenbasierten Absicherung. Dabei wird die EEG-Vergütung nicht wie bisher auf 20 Jahre begrenzt, sondern auf eine fixe Strommenge in Höhe der potenziellen Einspeisung in 20 Jahren. Jede eingespeiste Kilowattstunde wird von dieser Fördermenge abgezogen, auch wenn für sie keine EEG-Vergütung ausgezahlt wurde, bspw. weil § 51 EEG greift. Dadurch hat der Anlagenbetreiber einen Anreiz, bei negativen Strompreisen nicht einzuspeisen und gleichzeitig das “Direktvermarkter-Dilemma” zu lösen. Dies würde negative Strompreise verhindern, die Marktwerte der EE stabilisieren, die EEG-Kosten verringern und die Investitionsrisiken senken, ohne den EE-Ausbau zu gefährden. Der BEE verweist für eine nähere Erläuterung dieses Phänomens auf sein Positionspapier zur Umstellung des Fördermechanismus aus dem Mai 2023.

4.3      Gebäude-PV als zentrale Säule der Energiewende

Die Ausbaudynamik von Photovoltaik ist maßgeblich dem Engagement und der Investitions-bereitschaft von Privatpersonen und Unternehmen zu verdanken, die Solaranlagen auf ihren Dächern installiert haben. Diesen Trend aufrechtzuerhalten, setzt Planungssicherheit voraus, weshalb jetzt der richtige Mix aus Markt und Förderung entscheidend ist. Die Abhängigkeit neuer Solarstromanlagen von Förderung ist bereits gesunken, da von drei auf dem eigenen Solardach erzeugten Kilowattstunden heute nur noch eine ins öffentliche Netz eingespeist und nach dem EEG vergütet wird. Dies ist mir der zunehmenden Verbreitung von solaren Batteriespeichern und Prosuming-Konstellationen zu begründen. Der gesetzlich garantierte Förderanspruch für den eingespeisten Solarstrom ist jedoch noch immer eine wichtige Rückversicherung für die Anschaffung neuer Anlagen und ermöglicht häufig noch immer den Zugang zu günstigen Krediten.

Die politische Diskussion über ein Ende der fixen Einspeisevergütung verunsichert bereits heute private und gewerbliche Investoren. So würde sich nach einer Veröffentlichung der Fachzeitschrift Finanztip im Falle einer Abschaffung der EEG-Vergütung für neue PV-Dachsysteme im Heimsektor die Amortisationszeiten derart verlängern, dass die Anlagen für die Mehrzahl potenzieller Kunden unattraktiv werden würde. Repräsentative Umfragen unter privaten Immobilieneigentümern und unter Solarinstallateuren weisen gleichermaßen darauf hin, dass sich lediglich vier von zehn Kunden ohne eine Förderung noch eine Solarstromanlage im Heimsegment anschaffen würden. Dies würde den Kreis der Akteure, die an der Energiewende partizipieren und an ihrem Erfolg beteiligt werden, verkleinern und damit insgesamt die Akzeptanz für die Energiewende senken. Weitere Informationen zur Bedeutung der Gebäude-PV und aktuelle Empfehlungen finden sich im BSW-Positionspapier zur Gebäude-PV.

4.4      Windenergie als zentrale Säule der Energiewende

Zur Reduzierung von Netz- und Systemkosten ist es sinnvoll, Anreize für eine möglichst stetige Erzeugung und möglichst hohe Volllaststunden zu setzen. Fehlanreize hingegen, z. B. für nicht systemdienliches Anlagenlayout wie bspw. zu eng gestellte und sich gegenseitig verschattende Windenergieanlagen on- und offshore, müssen korrigiert werden.

Der Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD stellt im Kapitel Windenergie klar, dass die Koalitionäre die zulässige Höhe der Flächenpachten für im EEG geförderte Anlagen begrenzen wollen. Dies ist zu begrüßen, denn hohe Pachten stellen ein generelles Hindernis für den Windenergieausbau dar. In manchen Bundesländern, z. B. Baden-Württemberg, werden die Pachten auch durch öffentliche Akteure stark in die Höhe getrieben, wodurch ein Überbietungswettbewerb beobachtbar ist. Im Grunde findet hier eine deutliche Umverteilung von Geldern aus dem Bundeshaushalt zugunsten privater (und teilweise öffentlicher) Akteure statt. Dies beeinträchtigt neue Windenergieprojekte, verringert den finanziellen Spielraum für Bürgerbeteiligung und lokale Wertschöpfung und senkt die Akzeptanz solcher Projekte. Die Obergrenze bei Pachten für EEG-geförderte Anlagen sollte demnach zeitnah umgesetzt werden.

5 Netzausbau und -betrieb optimieren und Digitalisierung vorantreiben

5.1  Regulatorik bei Netzanschlussverfahren

5.1.1  Flexible Netzanschlussvereinbarungen und NVP-Überbauung

Die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten (NVP) ermöglicht eine optimierte Nutzung bestehender Infrastruktur. Insbesondere durch einen kombinierten Anschluss komplementär produzierender EE-Anlagen (z. B. Wind & PV), fluktuierender EE-Anlagen mit Speichern oder flexibilisierter Biogasanlagen steigert sich das Nutzungspotenzial des Netzanschlusses.

Die dafür notwendigen flexiblen Netzanschlussvereinbarungen nach § 8a EEG sollten weiterentwickelt werden entsprechend der Netzverknüpfungspunkte-Studie des BEE. Dazu muss das Recht auf Überbauung für den Anlagenbetreiber erweitert werden. Anschlusspetenten muss die Nutzung innovativer Anschluss- oder Überbauungskonzepte ermöglicht werden. Darüber hinaus braucht es eine Verpflichtung der Netzbetreiber, flexible Netzanschlussvereinbarungen explizit anzubieten. Außerdem sollte eine Regelung garantieren, dass im Fall des teilweisen Abbaus eines bereits überbauten Anlagenparks die zugesicherte Anschlussleistung des abgebauten Teils automatisch auf die noch verbleibenden Anlagen übertragen wird. Nur so kann sichergestellt werden, dass Neuparkbetreiber mit einer Einspeisezusage für Altanlagen überbauen können, ohne durch den Rückbau des Altparks einen Verlust des Einspeiserechts zu riskieren.

5.1.2  Reservierungsmöglichkeit für Netzkapazitäten schaffen

Der BEE setzt sich für die Schaffung eines verbindlichen und einheitlichen Mechanismus zur Reservierung von Netzanschlusskapazitäten (ResMech) ein. Dazu fehlen bislang Standards zur Schaffung von Transparenz, zum Nachweis des Projektfortschritts, zur Priorisierung von Netzanschlussbegehren sowie Rechtssicherheit für den Anschlussbegehrenden. Das Ziel sollten standardisierte Reservierungsverfahren sein. Die Nachweise von Projektfortschritten müssen so gestaltet werden, dass die Anforderungen für die Anschlusspetenten umsetzbar sind, aber solche Projekte priorisiert werden, die eine Chance auf Realisierung haben. Dabei ist die Begrenzung der Reservierungsdauern wichtig, um vorgehaltene Kapazitäten kurzfristig wieder freigeben zu können. Stufenweise Reservierungsdauern sind an Nachweise zum Projektfortschritt zu binden.

Diese Maßnahme wirkt für Projektierer und für Netzbetreiber ressourcenschonend, weil mehr Transparenz über nutzbare Kapazitäten bestände. Ein standardisierter Prozess würde Netzanschlussverfahren auf beiden Seiten beschleunigen und somit Kosten sparen. Vorschläge zu möglichen Nachweisen und umsetzbaren Fristen finden sich im Hinweispapier des BEE.

5.1.3  Wirkleistungsbegrenzung der Netzbetreiber am Netzanschlusspunkt umsetzen

Netzbetreiber sind zuständig für die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Netzbetriebs. Für den Fall einer Gefährdung durch Engpässe werden Erzeuger seit Oktober 2021 aus dem Einspeisemanagement in den sogenannten Redispatch 2.0 überführt. Im Zuge dessen wurde der Bezugspunkt für die Steuerung von der Wirkleistungseinspeisung auf die Wirkleistungserzeugung geändert. Dadurch greift die Steuerung der Stromerzeugungsanlagen nicht mehr am Netzanschlusspunkt, wo der Strom ins Netz eingespeist wird, sondern dort, wo die Anlage den Strom produziert. Dadurch wird auch jene Stromerzeugung abgeregelt, die gar nicht durch das Netz durchgeleitet werden müsste, also bspw. Speicherung, Industriedirektbelieferung und Energieumwandlung. Hier muss gesetzgeberisch eine Korrektur vorgenommen werden, denn insbesondere für kleine steuerbare Anlagen sind diese bürokratischen Prozesse nicht zumutbar. Bereits Anlagen ab 7 kW sind nach Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) mit Steuerungstechnik auszustatten, damit sie im Engpassfall abgeregelt werden können. Dieses Vorgehen macht den Ausbau von PV-Anlagen in Gewerbe und Industrie unnötig unattraktiv und hemmt zusätzlich die Investitionen in Stromspeicher sowie in von der Regelung betroffene Wärmepumpensysteme.

5.1.4  Berücksichtigung von Redispatch-Maßnahmen im EnWG

Netzanschluss- und Netzübertragungskapazitäten sind zunehmend das knappe Gut der Energiewende. Viele Netzbetreiber können diesem Trend bisher nicht vollständig entgegenwirken, was zu einem Aufwuchs der Redispatch-Mengen und einem dementsprechenden Anstieg der Verteilnetzentgelte geführt hat. Die Einführung eines Redispatch-Vorbehalts ist aus Sicht des BEE nicht geeignet, um die beschriebene Problematik zu lösen. Er würde Anreize, um den Netzausbau in engpassbehafteten Gebieten zügig voranzubringen, schwächen und das Problem dieser Gebiete wäre nicht nachhaltig gelöst. Der angedachte Verzicht auf finanziellen und bilanziellen Ausgleich bei Abregelung in entsprechend ausgewiesenen Gebieten stellt ein nicht kalkulierbares Finanzierungs- und Planungsrisiko für Anschlussbegehrende dar. EE-Anlagen dürfen keine finanziellen Nachteile erfahren, wenn sie zur Stabilisierung des Netzes abgeregelt werden.

Eine wesentlich geeignetere Möglichkeit sowohl den Interessen der Netzbetreiber nachzukommen als auch Anlagenbetreibern eine langfristige Planungsgrundlage zu bieten ist die konsequente Weiterentwicklung der flexiblen Netzanschlussvereinbarungen nach § 8a EEG (siehe Kapitel 5.1.1). Die Kompensation für abgeregelte Mengen nach §§ 13 und 14 EnWG muss außerdem zeitnah erfolgen, um die Investitionssicherheit für EE-Projekte zu gewährleisten. Zudem sollten EE-Erzeugungsanlagen nicht mehr erzeugungs- sondern einspeisesteuernd geregelt werden, also am Netzverknüpfungspunkt, um netzunabhängigen Verbrauch und Zwischenspeicherung der Strommengen hinter dem Netzverknüpfungspunkt zu ermöglichen.

Die Bundesnetzagentur entwickelt im sogenannten NEST-Prozess zusätzlich zum bereits existierenden EE-Mehrkostenwälzungsmechanismus ein Anreizsystem, um die Kosten des Engpassmanagements (Redispatchkosten) zukünftig in den Effizienzvergleich miteinzubeziehen. Dies die Behebung vorhandener Ineffizienz im Netzgebiet eines betroffenen Netzbetreibers durch zügige Netzoptimierung und -ausbau bewirken. Ein Redispatch-Vorbehalt kann dies nicht leisten.

5.2  Digitalisierung bei Netzkapazitäten und -anschlussverfahren

5.2.1  Grundsätzliches

Die effektive Nutzung von Netzkapazitäten wird erschwert durch Unterschiede in den Netzanschlussverfahren mit uneinheitlichen Nachweisanforderungen je nach Netzgebiet. Durch Standardisierung und höhere Transparenz über die Verfügbarkeit von Netzkapazitäten ließen sich die Komplexität deutlich reduzieren, der Prozess massiv beschleunigen und Kosten erheblich einsparen (siehe Kapitel 5.1.2). Die nachfolgenden Maßnahmenvorschläge, die der BEE bereits im Branchendialog zur Beschleunigung von Netzanschlüssen (BraBeNa) gefordert hat, erweitern diesen Ansatz um Aspekte der Digitalisierung.

5.2.2  Netzanschlussbegehren standardisieren und digitalisieren

Verteilnetzbetreiber (VNB) sind nach § 14e EnWG perspektivisch für alle Leistungsklassen und Spannungsebenen verpflichtet, gestaffelt digitale Netzanschlussportale für Erzeugungsanlagen, Verbrauchsanlagen und Speicher einzuführen. Die Digitalisierung von über 800 verschiedenen Bearbeitungsvarianten (postalisch, E-Mail, Online-Portale etc.) wäre unangemessen aufwendig, weshalb dem eine Standardisierung der Netzanschlussverfahren (NaV) vorangehen soll. Der BEE möchte hier die Wichtigkeit der gegebenen Reihenfolge betonen und ausdrücklich begrüßen. Zusätzlich sollte die Erweiterung bestehender Netzanschlusspunkte, wie z. B. beim Leistungszubau bei Flexibilisierung einer Biogasanlage, ebenfalls vollständig digital erfolgen. Digitale Ortsnetz-Trafostationen und digitale Zwillinge können die Netzplanung und den Netzbetrieb erleichtern, indem sie ein bisher nicht nutzbares Flexibilisierungspotenzial heben und für eine bessere Integration der Erneuerbaren sorgen. Der BEE appelliert, hier Verbindlichkeit zu schaffen, indem gesetzgeberisch Fristen und Pönalen eingeführt werden.

5.2.3  Unverbindliche Netzanschlussauskunft umsetzen

Das Instrument der unverbindlichen Netzanschlussauskunft ermöglicht es Projektierern, sich über Netzkapazitäten zu informieren, ohne gleich eine formale Netzanschlussanfrage stellen zu müssen. Dann erhalten Netzbetreiber im Rahmen der formalen Netzanschlussanfrage auch überwiegend gezielte und tatsächlich realisierbare Anschlussbegehren. Dass diese Auskunft für den Netzbetreiber nicht rechtsverbindlich ist, ist hier der entscheidende Faktor. Unterstützende Tools wie SNAP-Pro sind bereits vorhanden, teilweise ausgerollt und noch erweiterbar. Der BEE unterstützt diese Maßnahme und sieht noch Möglichkeiten, sie zu erweitern. Die Wiederaufnahme der gestrichenen Kostenschätzung der Netzanbindung würde mehr Transparenz bedeuten. Zudem wäre eine Ausweitung auf die Hochspannung und Höchstspannung sinnvoll.

5.2.4  Festlegungskompetenz bei gemeinsamer Internetplattform für NaV schaffen

Der BEE begrüßt die vorgesehene Schaffung einer gemeinsamen und bundesweit einheitlichen Internetplattform für den Datenaustausch bei Netzanschlussverfahren. Dafür braucht es wichtige Umsetzungshilfen für die Netzbetreiber wie die Implementierung einer standardisierten Schnittstelle (API) zum Abrufen aller relevanten Informationen, die nachgeliefert werden müssen.

5.3  Prozesse AgNes und NEST der Bundesnetzagentur (BNetzA)

Die Regulierung von Netzentgelten und Anreizen für netzdienliches Verhalten werden von der BNetzA im AgNes- (Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom) bzw. NEST-Prozess (Netze. Effizient. Sicher. Transformiert.) unter Beteiligung u. a. des BEE ausgearbeitet.

Im Rahmen der Neugestaltung der Netzentgelte nehmen Erneuerbare Energien eine besondere Rolle ein. Die Erhebung von Einspeisenetzentgelten (ENE) birgt für Projektierer erhebliche Finanzierungsrisiken und die Gefahr der zusätzlichen Mehrbelastung im Bundeshaushalt. Sollten ENE dennoch erhoben werden, darf dies jedoch nicht allein der Refinanzierung von Netzausbaukosten dienen, sondern sie müssen eine Anreiz- oder Steuerungswirkung erzielen, sodass die Nutzung des Netzes optimiert wird. Vorher bräuchte es noch eine Stabilisierung des Entgeltanstiegs, einen Ausschluss der möglichen Addition verschiedener Netzentgelte und eine Klärung, wie ENE Bestands- und Neuanlagen diskriminierungsfrei ausgestaltet werden können.

Neben den ENE stellt der Baukostenzuschuss (BKZ) ein weiteres Instrument dar, über den je nach Ausgestaltung netzdienliche Allokationen von EE-Anlagen und Kraftwerken angereizt werden können. Für diese Ausgestaltung braucht es eine abschließende Definition der Begriffe Netz- und Systemdienlichkeit. Außerdem fordert der BEE im Falle einer Einführung von BKZ Bestandsschutz sowohl für bestehende Anlagen als auch für solche zur Überbauung von Netzanschlusspunkten. Genauere Positionen finden sich in der BEE-Stellungnahme zum AgNes-Verfahren.

Der NEST-Prozess befindet sich auf der Zielgeraden. Hier ist u. a. die Aufnahme von Redispatchkosten in den Effizienzvergleich der Qualitätsregulierung (Streichung aus dem Katalog der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten) vorgesehen. Weiterhin werden die Daten zur Energiewendekompetenz der einzelnen NB jetzt einsehbar und die Regulierungsperiode wird auf drei Jahre verkürzt. Dies unterstützt der BEE vollumfänglich und bedauert gleichzeitig, dass die garantierte Untergrenze für den Effizienzwert von 60 % auf 70 % angehoben wurde.

5.4      Smart Meter-Rollout vorantreiben und praxisnah gestalten

Der flächendeckende Smart-Meter-Rollout ist von zentraler Bedeutung für das Gelingen der Energiewende. Kostengünstige, intelligente Messsysteme (iMSys) müssen die Basis für ein flexibles, effizientes und dezentrales Energiesystem werden.

Für Anlagenbetreiber sind Preisobergrenzen der iMSys entscheidend, denn sind diese zu hoch, gefährdet das ihre Wirtschaftlichkeit. Der Rollout für Smart-Grid-Anwendungen (Anlagensteuerung über iMSys) darf nicht verpflichtend werden, bevor die Steuerungstechnik noch nicht marktverfügbar und nicht ausreichend erprobt ist. Die dazugehörigen Regelungsprozesse, die für eine beschleunigte und praxisnahe Umsetzung des Rollouts von Bedeutung sind, sind zudem noch nicht abgeschlossen. Für die Marktintegration von Prosumer-Anlagen braucht die Branche einen möglichst schnellen Rollout von bezahlbaren Smart-Metern. Aufgrund der fehlenden Steuerungstechnik stockt aber auch der Rollout von iMSys bei den Pflichteinbaufällen, sodass es dort häufig zu langen Wartezeiten und teilweise sehr hohen Kosten kommt. Wird nun die verbindliche Preisobergrenze aufgehoben oder zu hoch angesetzt, entsteht das Risiko für unangemessen hohe Preise, obwohl der Einbau nicht aus eigenem wirtschaftlichem Interesse, sondern aus Mangel an Alternativen erfolgt. Die Kostenrisiken verschieben sich unverhältnismäßig stark auf die Kundenseite. Insgesamt führt auch die hohe Systemkomplexität zu hohen Kosten. Eine Preisobergrenze ist deshalb essenziell – auch für den Fall des Einbaus auf Kundenwunsch.

Bei der Verwendung von Smart-Meter-Gateways (SMGW) muss deren Administrator nach § 25 Abs. 1 Satz 1 MsbG einen zuverlässigen technischen Betrieb des iMSys, die Konfiguration von SMGWs und Steuerungseinrichtungen sowie diesbezügliche Zusatzleistungen gewährleisten und organisatorisch sicherstellen. Im Zuge der geplanten verpflichtenden Einführung von SMGWs sollte daher gesetzlich festgelegt werden, dass der jeweilige SMGW-Administrator bei Schadensfällen und bei Folgekosten der Nichtverfügbarkeit des SMGW für die entstehenden Kosten verantwortlich ist. Diese Verantwortungszuweisung kann nicht allein durch Service Level Agreements erfolgen, da beide Parteien keinen Einfluss auf die Funktionalität des SMGW nehmen können. Ohne eine solche Verantwortungszuweisung ist zu befürchten, dass die betrieblichen Risiken durch den vorgeschriebenen Einsatz des SMGW einseitig der Anlagenbetreiber zu tragen hat, was insbesondere für kleinere Anlagen ein Risiko darstellt.

6 Flexibilitäten entfesseln

6.1  Batteriespeicher stärker ins System integrieren

6.1.1  Grundsätzliches

Für die Systemintegration von Erneuerbaren Energien müssen die vorhandenen Flexibilitätspotenziale auf Erzeugungs-, Transport- und Verbrauchsseite ausgeschöpft werden, um die Stromerzeugung und -nachfrage stärker aneinander anzugleichen. Batteriespeicher sind ein kostengünstiger und schnell verfügbarer Baustein zur Erschließung und systemdienlichen Nutzung der fluktuierenden Stromerzeugung ohne eigenen Förderungsbedarf. Der schnelle Zubau systemdienlicher Stromspeicherkapazitäten kann auch Netzausbaubedarfe senken und den teuren Einsatz von Ersatzkraftwerken erheblich reduzieren.

6.1.2  Novelle des § 13k EnWG

Der Grundsatz „Nutzen statt Abregeln“ nach § 13k EnWG erzielt bisher nicht die gewünschte Steigerung des lokalen Verbrauchs von Überschussstrom in Netzengpassregionen, da Teilnahmekriterien zu restriktiv und Entlastungsanlagen wirtschaftlich unattraktiv sind. Der BEE schlägt vor, Batteriespeichern eine uneingeschränkte Teilnahme an § 13k EnWG zu ermöglichen. Außerdem braucht es statt der zweijährigen Probezeit ein Auktionsverfahren, das ein Pay-as-Bid-Verfahren oder eine Absenkung des § 13k-Preises auf ein Mindestmaß enthält.

6.1.3  Innovationsausschreibungsverordnung zukunftsfähig ausrichten

Innovationsausschreibungen wurden eingeführt, um technische Innovationen auszuprobieren. Für die Kombination von PV-Freiflächenanlagen mit Batteriespeichern war dies erfolgreich, doch Wind-Speicher-Projekte konnten bislang nahezu keinen Zuschlag erhalten.

Der BEE schlägt deshalb vor, die Innovationsausschreibungen für PV- und Wind-Speicher-Kombinationen technologiespezifisch zu trennen. Die Höchstwerte müssten jeweils angepasst werden. Außerdem sollte die Innovationsausschreibung für die nationale Umsetzung des NZIA (siehe Kapitel 7.3) genutzt werden, indem das Kriterium “Beitrag zur Nachhaltigkeit: Innovation” festgelegt wird.

6.1.4  Speichernetzentgelte sollten Netzdienlichkeit in den Vordergrund stellen

Bei falschen oder fehlenden Anreizen können Batteriespeicher für zusätzliche Netzbelastung und neue Netzausbaubedarfe sorgen. Demnach braucht es auch für Batteriespeicher eine Netzentgeltstruktur, die netzdienliches Verhalten begünstigt. Dafür müssen die Begriffe Netz- und Systemdienlichkeit konsistent verwendet, der Fokus auf eine Reduzierung der Netzkosten bewahrt und die Entgelte standort- und zeitabhängig ausgestaltet werden.

Für die weitere Bewertung bzgl. eines Speichernetzentgelts verweist der BEE auf seine Stellungnahme zum AgNes-Verfahren und die Stellungnahmen des Bundesverbands Solarwirtschaft e.V. (BSW Solar) sowie des Bundesverbands WindEnergie e.V. (BWE).

6.1.5  Dynamische Stromtarife stärken

Bei einem dynamischen Stromtarif gibt der Stromanbieter die Preissignale der Börsen an die Endkund*innen weiter. In der Konsequenz werden u. a. Elektrolyseure und Stand-Alone-Batteriespeicher zu einer netzdienlichen Fahrweise incentiviert. Um dynamische Stromtarife weiter voranzutreiben, ist ein flächendeckender Einbau von SMGW unerlässlich (siehe Kapitel 5.4).

6.2  Elektrolyseure systemdienlich nutzen

Grüner Wasserstoff (H₂) kann als Energiespeicher dazu dienen, überschüssigen EE-Strom langfristig aufzunehmen und bedarfsgerecht wieder abzugeben. Grüner Wasserstoff ist damit ein zentraler Baustein für die Sicherstellung der Versorgungssicherheit und kann darüber hinaus die Integration der EE in Industrie, Verkehr, Strom- und Fernwärmeversorgung bei gleichzeitiger Dekarbonisierung vorantreiben. Zudem kann die Produktion von grünem H₂ Schwankungen bei Angebot und Nachfrage ausgleichen und damit zur Stabilisierung des Stromnetzes beitragen.

Der Hochlauf einer heimischen grünen Wasserstoffwirtschaft muss jetzt vorangetrieben werden. Entsprechende Maßnahmen müssen eine wirtschaftliche Fahrweise der Elektrolyseure ermöglichen und systemdienliches Verhalten anreizen. Vorschläge sind die folgenden:

·      RED III national umsetzen: Die Vorgaben für die Nutzung von grünem Wasserstoff könnten eine gesicherte Nachfrage anreizen, wobei die Industriequote im Jahr 2030 potenziell für 16 bis 26 TWh sorgt und eine Raffineriequote von 3% für 5 GW Elektrolyseleistung.

·      Ausschreibungen für Offshore-Elektrolyse starten: Nach § 96 Nr. 9 WindSeeG sollen 500 MW für Offshore-Elektrolyseure systemdienlich ausgeschrieben werden. Der BEE plädiert für eine schnelle Festlegung der Ausschreibungsmodalitäten.

·      § 13k EnWG weiterentwickeln: Für die Wasserstoffherstellung Strommengen zu nutzen, die sonst abgeregelt würden, reduziert die Kosten. Elektrolyseure sollten aus Sicht des BEE am Strombezug nach § 13k EnWG (“Nutzen statt Abregeln”) teilnehmen können.

·      Investitionskosten senken: Kurzfristige Fördermaßnahmen würden zu geringeren Anschaffungskosten für Elektrolyseure führen, die derzeit bis zu 50 % der Gesamtkosten von grünem Wasserstoff ausmachen. Auch andere Bestandteile der Investitionskosten, wie Baukostenzuschüsse, lassen sich regulatorisch reduzieren.

·      Industrienachfrage stärken: Für eine Kostendegression braucht es v. a. eine hohe Nachfrage und die Marktdurchdringung. Für den Bezug von grünem Wasserstoff müssten Industriebetriebe sicherstellen, dass sie für damit hergestellte Produkte Abnehmer finden. Passende Instrumente hierfür sind aus Sicht des BEE Klimaschutzverträge, Leitmärkte und Quoten, die bspw. Ausschreibungskriterien im öffentlichen Sektor werden könnten.

·      Beidseitig Unsicherheiten abbauen: Instrumente, die nur auf die Erzeugungs- oder nur auf die Nachfrageseite abzielen, können ihre Ziele für den gesamten Markt verfehlen. Beispielsweise kann ein Midstream-Akteur als Zwischeninstanz geschaffen, ein nationaler Doppelauktionsmechanismus eingeführt und CfDs passend ausgestaltet werden, um das Risiko für Investoren, Erzeuger und die Nachfrageseite zu senken.

·      Biogener Wasserstoff in Raffinerien auf die Treibhausgasminderungsquote anrechnen: Aus Sicht des BEE erschöpft sich die Erzeugung von grünem Wasserstoff nicht in der Elektrolyse, denn auch biogener Wasserstoff bietet große Potenziale. Um dessen heimische Erzeugung anzukurbeln, sollte der Einsatz von biogenem Wasserstoff als Erfüllungsoption für die im Bundesimmissionsschutzgesetz festgelegte Treibhausgas-minderung im Kraftstoffsektor zugelassen werden. So hätten beispielsweise deutsche Kraftstoffhersteller einen Anreiz, den Wasserstoff, den sie für die Aufwertung von Zwischenprodukten nutzen, aus Biogas, statt aus Erdgas herzustellen.

7 Europäische Industrien stärken – NZIA intelligent umsetzen

7.1      Grundsätzliches

Die geopolitischen Entwicklungen der vergangenen Jahre zeigen eindrücklich, dass resiliente Lieferketten aufgebaut und Importabhängigkeiten reduziert werden müssen. Dies erfordert auch den Aufbau, den Erhalt und die Erweiterung innereuropäischer Produktionskapazitäten. Eine langfristig und verlässlich wachsende Nachfrage in Europa ist dafür die Grundvoraussetzung. Die EU hat deshalb folgerichtig mit dem NZIA Vorgaben eingeführt, wonach 40 % der Binnennachfrage nach „Clean Tech“-Zukunftstechnologien aus Europa heraus zu bedienen und die umliegenden Lieferketten „resilient“ zu gestalten sind. Die nationale Umsetzung muss zeitnah erfolgen und die Gestaltungsspielräume der von der EU erlassenen Umsetzungsleitlinien aktiv nutzen, sodass der industrielle Teil der Wertschöpfung stärker innereuropäisch bleibt.

Der BEE schlägt dafür zusammen mit seinen Fachverbänden eine technologiespezifische Umsetzung vor, die im Folgenden dargelegt ist.

7.2      Technologiespezifische Umsetzung Wind

Für die Windenergie sind insbesondere die Bestimmungen zum Auktionsdesign für Erneuerbare Energien von Bedeutung. Mit dem NZIA werden erstmals verpflichtende nicht-preisliche Kriterien in Auktionen eingeführt. Diese umfassen für einen Teil der nationalen Auktionen sowohl Vorqualifikations- als auch Zuschlagskriterien zur Erreichung der vorgenannten Ziele des NZIA.

Insgesamt sollten nicht-preisliche Kriterien ohne bürokratische Hürden eingeführt werden. Die strengeren Cyber- und Datensicherheitsanforderungen des NZIA sollten im Rahmen der NIS-II-Umsetzung sowie dem KRITIS-Dachgesetz in nationales Recht überführt werden. Bei weiteren Vorqualifikationskriterien sind die dortigen Anforderungen bereits durch nationales Recht abgedeckt. Die Nachweispflichten sollten von der jeweils verantwortlichen Ebene in der Lieferkette erbracht werden, v. a. für kleine Marktakteure möglichst unbürokratisch gestaltet sein und nicht zu übermäßigen Mehrbelastungen in Auktionen führen.

Zum Aufbau einer widerstandsfähigen europäischen Windenergie-Lieferkette sollten in den EU-Mitgliedstaaten bei der Einhaltung der „Resilienz”-Kriterien möglichst einheitliche Anforderungen an die Beschaffung derselben Komponenten oder Endprodukte gelten. Eine harmonisierte und koordinierte Anwendung sowie zeitliche Abstimmung dieser Kriterien ermöglicht Skaleneffekte und senkt die Transaktionskosten. Das Kriterium sollte stufenweise und unter Berücksichtigung stabiler Rahmenbedingungen eingeführt werden.

Jenseits der ordnungspolitischen Maßnahmen im NZIA bedarf es flankierender finanzieller Absicherungsinstrumente und Anreize zur Stärkung der europäischen Produktionskapazitäten von Netto-Null-Technologien wie der Windenergie. Diese Instrumente umfassen z. B. Förder- und Kreditprogramme der KfW, die Berücksichtigung geringerer CO₂-Emissionen und Transporte bei europäischer Herstellung sowie die Bündelung und ggf. stärkere Ausrichtung verschiedener europäischer Fonds (z. B. EU-Innovationsfonds) auf die Bedürfnisse von Netto-Null-Technologien.

7.3  Technologiespezifische Umsetzung Photovoltaik und Batteriespeicher

Zur nationalen Umsetzung der NZIA-Vorgaben lässt sich mit nur wenigen Nachjustierungen an der sogenannten Innovationsausschreibung ein bereits bestehendes Instrument der deutschen Energiegesetzgebung nutzen. Im Jahr 2025 dürften bereits fast ein Gigawatt an Solarparks in Kombination mit Großspeichern durch dieses Instrument gefördert werden. Das Volumen dieser Auktionen wird in der Regel vollumfänglich von Projekten ersteigert, die PV mit Speichern kombinieren, denen durch die Rahmenbedingungen der Auktionen jedoch eine systemdienliche Speichernutzung nur eingeschränkt möglich ist und die im Wettbewerb um das niedrigste Gebot bisher selten eine Möglichkeit haben, PV-Module, Wechselrichter oder Speicherkomponenten aus europäischer Produktion zu verbauen.

Eine Weiterentwicklung der Innovationsausschreibung im Sinne der nationalen Umsetzung des NZIA sollte ein Untersegment für PV in Kombination mit Speichern mit einem minimalinvasiven Kriterienkatalog schaffen. Eine Kombination von EEG-Ausschreibungen mit „Resilienz“-Kriterien könnte europäischen Herstellern eine echte Wettbewerbschance während der Skalierungsphase ihrer Produktion in limitierten, aber ambitioniert aufwachsenden Marktsegmenten bieten.

Die doppelt-systemdienliche Weiterentwicklung der „Innovationsausschreibungen 2.0“ ermöglicht zudem einen systemdienlichen Betrieb der „PV+Speicher-Kombinationen“ (u. a. durch größere Speicher im Multi-Use-Betrieb) und schafft Wachstumsimpulse für die heimische Batterieindustrie. Detaillierte Umsetzungsvorschläge finden sich im BSW-Positionspapier zur Umsetzung des NZIA.