Neue Regulierung verteuert Wind- und Solarprojekte

Die geplanten Änderungen am Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), am Netzanschlussrecht und an der Netzentgeltsystematik könnten die Wirtschaftlichkeit neuer Windenergie- und Photovoltaikanlagen beeinflussen. Zu diesem Ergebnis kommt eine Studie des Beratungsunternehmens Prognos im Auftrag des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW). 

Besonders kritisch bewertet der Verband die Auswirkungen auf Photovoltaik-Freiflächenanlagen. Deren Stromgestehungskosten könnten durch die kumulierten regulatorischen Belastungen den Höchstwert der EEG-Ausschreibungen deutlich überschreiten. Nach den Modellrechnungen besteht dieses Risiko auch an Standorten außerhalb von Netzengpassgebieten. Der BDEW fordert deshalb, den Ausschreibungshöchstwert für PV-Freiflächenanlagen zu überprüfen und anzuheben.

Die Prognos-Studie untersuchte die Auswirkungen von sieben regulatorischen Maßnahmen, die im Zuge des EEG 2027, des geplanten Netzanschlusspakets und der Reform der Netzentgeltsystematik zur Diskussion stehen. Dazu gehören der Redispatch-Vorbehalt (RDV) und die systemdienliche Anschlussleistung (SAL) aus dem Entwurf des Energiewirtschaftsgesetzes sowie die kommunale Beteiligung, das Referenzertragsmodell und der geplante zweiseitige Differenzvertrag (Contract for Difference, CfD) aus dem EEG-Entwurf. Hinzu kommen Kapazitätsentgelte und Baukostenzuschüsse aus den Festlegungsprozessen der Bundesnetzagentur.

PV-Freiflächenanlagen besonders betroffen

Die Ergebnisse zeigen deutliche Unterschiede zwischen den Technologien. Bei Windenergieanlagen an Land steigen die modellierten Stromgestehungskosten um bis zu 21 Prozent. Dennoch bleiben sie unter Berücksichtigung des Korrekturfaktors aus dem Referenzertragsmodell knapp unter dem EEG-Höchstwert. Auch bei PV-Dachanlagen überschreiten die Stromgestehungskosten trotz eines möglichen Anstiegs um bis zu 18 Prozent den jeweiligen Ausschreibungshöchstwert nicht.

Anders stellt sich die Situation bei PV-Freiflächenanlagen dar. Hier errechnet Prognos eine mögliche Kostensteigerung von bis zu 30 Prozent. Die Stromgestehungskosten liegen damit deutlich über dem EEG-Höchstwert. Nach Einschätzung des BDEW könnten die regulatorischen Belastungen dazu führen, dass Projektentwickler nicht nur in Gebieten mit begrenzten Netzkapazitäten, sondern auch an anderen Standorten auf Investitionen verzichten. 

Standortsignale setzen Wettbewerb voraus

Ein Schwerpunkt der Studie liegt auf der Frage, unter welchen Voraussetzungen regulatorische Instrumente den Ausbau erneuerbarer Energien räumlich steuern können. Die geplanten Maßnahmen sollen unter anderem Anreize schaffen, neue Erzeugungsanlagen bevorzugt dort zu errichten, wo das Stromnetz zusätzliche Einspeiseleistung aufnehmen kann. Damit sollen sich Netzengpässe und der Bedarf an Redispatch-Maßnahmen begrenzen lassen.

Nach den Berechnungen von Prognos setzt eine solche Lenkungswirkung allerdings einen funktionierenden Wettbewerb in den EEG-Ausschreibungen voraus. Wenn ausreichend wirtschaftlich tragfähige Projekte außerhalb der Engpassgebiete zur Verfügung stehen, können die regulatorischen Belastungen dazu beitragen, Investitionen an netzverträglichere Standorte zu verlagern. Sinkende Zuschlagswerte erschweren es zugleich, zusätzliche Kosten aus einem Redispatch-Vorbehalt in die Gebote einzupreisen. Projekte in kapazitätslimitierten Gebieten verlieren dadurch an Wettbewerbsfähigkeit.

Bei Windenergieanlagen an Land sieht die Studie grundsätzlich die Voraussetzungen für eine solche Standortlenkung gegeben. Die Modellrechnungen zeigen, dass Projekte auch ohne Berücksichtigung zusätzlicher Kosten aus dem Redispatch-Vorbehalt wirtschaftlich darstellbar bleiben können. Damit besteht die Möglichkeit, dass sich der Ausbau von Standorten mit Netzengpässen in andere Regionen verlagert.

Bei PV-Freiflächenanlagen fällt die Bewertung anders aus. Die untersuchten regulatorischen Belastungen können bereits ohne die zusätzlichen Kosten des Redispatch-Vorbehalts dazu führen, dass Projekte den EEG-Höchstwert überschreiten. In diesem Fall fehlt die wirtschaftliche Grundlage für eine Verlagerung an alternative Standorte. Das Instrument würde dann nach der Analyse nicht nur Investitionen in Engpassgebieten beeinflussen, sondern könnte auch Projekte außerhalb dieser Regionen verhindern.

Aus den Ergebnissen leitet der BDEW die Forderung nach einer stärkeren Abstimmung der geplanten regulatorischen Änderungen ab. Der Verband hält es grundsätzlich für sinnvoll, die jeweilige Netzsituation bei der Standortwahl neuer Erzeugungsanlagen stärker zu berücksichtigen. Voraussetzung seien jedoch belastbare und transparente Daten über die vorhandenen Netzkapazitäten und tatsächlichen Engpässe. Regulatorische Standortsignale müssten gezielt dort ansetzen, wo relevante Netzrestriktionen bestehen. (hr)