Feste Regeln für flexible Anschlüsse

Der Titel einer gemeinsamen Konferenz vom Bundesverband Windenergie und dem Bundesverband Erneuerbare Energien ist keine Frage, sondern ein Aufruf oder gar ein Aufschrei: Der Redispatch-Vorbehalt muss weg.

Das sogenannte Netzpaket aus dem Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) hat in den vergangenen Wochen viele Analysten und Gutachter auf den Plan gerufen, die im Grunde alle zu einem Ergebnis gekommen sind: Der sogenannte Redispatch-Vorbehalt führt dazu, dass der Ausbau der erneuerbaren Energien nicht mehr großflächig finanzierbar ist.

Denn die Regelung, die das BMWE in seinem Netzpaket vorgelegt hat, sieht vor, dass Erneuerbare-Energien-Anlagen in Gebieten mit knappen Netzkapazitäten nur zeitnah angeschlossen werden, wenn die Betreiber auf Redispatch-Entschädigungen verzichten. Der Netzbetreiber soll entsprechende Leitungsabschnitte bis zu zehn Jahre als kapazitätslimitiert ausweisen können. Für einen solch langen Zeitraum würden dann auch die Entschädigungen entfallen. Als kapazitätslimitiert gelten Bereiche, in denen im Vorjahr mehr als 3 Prozent der Erneuerbaren-Erzeugung abgeregelt wurde.

„Diese Neuregelung riskiert, einen entscheidenden Pfeiler für die kostengünstige Finanzierung von Erneuerbaren-Projekten auszuhöhlen, nämlich die (finanzielle) Abnahmegarantie für den erzeugten Strom“, heißt es von Seiten der Agora Energiewende. Der Thinktank hat die Beratungsgesellschaft Consentec beauftragt, die Auswirkungen der vom BMWE vorgeschlagenen Definition der Netzengpassgebiete anhand der Netzgebiete von Bayernwerk Netz, Schleswig-Holstein Netz und Wemag Netz zu analysieren.

Dabei hat sich gezeigt: Bei Schleswig-Holstein wäre jede vierte Gemeinde ein Engpassgebiet, im Netzgebiet des Bayernwerks sogar jede dritte. Dabei müsse man berücksichtigen, dass das Referenzjahr 2025 ein außerordentlich windschwaches Jahr war. Dagegen wären im Netzgebiet der Wemag insgesamt nur drei Gemeinden betroffen. Würde man die Schwelle beispielsweise bei 10 Prozent ansetzen, wäre die Zahl der Engpassgebiete schon um 70 bis 80 Prozent geringer.
 
Transparenz ist das A und O
 
Allerdings, so argumentiert Agora, springe man zu kurz, wenn man sich ausschließlich auf die Verteilnetzebene fokussiert. Denn ein erheblicher Teil der Abregelungen im Verteilnetz sei nicht durch Engpässe im Verteilnetz bedingt, sondern durch überregionale Engpässe, die vom jeweils vorgelagerten Netzbetreiber oder auch vom Übertragungsnetzbetreiber behoben werden könnten. Gleichzeitig sei eine gewisse Dynamik beim Engpassmanagement zu berücksichtigen. Denn durch den Netzausbau könnten sich Engpassgebiete verschieben und allmählich verschwinden – nach der aktuellen Netzausbauplanung allerdings erst Mitte der 2030er-Jahre. Und zuallererst wäre einmal Transparenz notwendig, wo aus welchen Gründen Netzengpässe entstehen, um ihnen dann auch zielgerichtet vorbeugen oder sie mit geeigneten Maßnahmen beseitigen zu können.

Auch aus Systemkostensicht halten die Analysten von Agora das Konzept des Redispatch-Vorbehalts für nicht überzeugend. Während die Kosten für das Engpassmanagement durchaus sinken könnten, würden die Kosten der Finanzierung steigen, da sich Investoren zunehmend unsichereren Rahmenbedingungen gegenübersehen. Es sei außerdem denkbar, dass Erneuerbare-Projekte dann künftig an weniger ertragreichen Orten entstehen, weil dort Netzanschlüsse leichter und schneller zu bekommen seien. Damit würde jedoch der Bedarf an Zuschüssen aus dem Bundeshaushalt steigen.

Doch was sind dann vielversprechende Alternativen zu den Plänen des BMWE? Der Vorschlag netzoptimierter Ausschreibungen, der vom Öko-Institut und der Stiftung Umweltenergierecht im Auftrag des Umweltbundesamtes erarbeitet wurde, sei „zielgenauer“, so die Bewertung von Agora Energiewende. Auch die von der Bundesnetzagentur ins Spiel gebrachten differenzierten Baukostenzuschüsse könnten ein hilfreiches Steuerungsinstrument sein, das zu mehr Planungssicherheit führt. Schließlich gelten auch flexible Netzanschlussvereinbarungen als Option, um den Ausbau der Erneuerbaren voranzubringen.

Hier setzt der Bundesverband neue Energiewirtschaft (BNE) an. Ähnlich wie Agora Energiewende hält auch der BNE den Redispatch-Vorbehalt für gänzlich ungeeignet. Er entziehe vielen Projekten die wirtschaftliche Grundlage, erhöhe Strom- und Förderkosten und sei möglicherweise auch noch europarechtswidrig.

Gleichzeitig sei aber festzustellen, dass sich flexible Netzanschlussvereinbarungen in der Praxis nicht bewährt haben. „Sie kommen einfach nicht zustande“, sagt Bernhard Strohmayer im Rahmen eines Webinars. Der Abschluss individueller Verträge sei das grundlegende Problem, so der Leiter Erneuerbare Energien beim BNE.
 
Bundeseinheitlicher Rechtsrahmen gefordert
 
Der Verband kritisiert in einem 6-seitigen Positionspapier unter anderem das Machtgefälle zwischen Netzbetreibern und Projektentwicklern. Netzbetreiber trügen selbst kaum wirtschaftliche Risiken, könnten aber Bedingungen vorgeben, die Projekte faktisch nicht finanzierbar machten. Hinzu komme die fehlende Standardisierung. Mehr als 800 Verteilnetzbetreiber arbeiteten mit unterschiedlichen Vertragsmodellen und Vorgaben. Fehlende Transparenz über die Auslastung bestimmter Netzabschnitte erschwere die Lage zusätzlich. Dadurch entstünden lange Verhandlungen und erhebliche Unsicherheiten für Projektierer.

Deshalb macht sich der Verband für einen bundeseinheitlichen Standardrahmen stark und fordert eine gesetzliche Regelung flexibler Netzanschlüsse für Erneuerbare-Energien-Anlagen und Speicher. Wie diese Idee in einen Gesetzentwurf überführt werden könnte, darüber hat sich Jens Vollprecht, Rechtsanwalt und Partner der Kanzlei Becker Büttner Held, in einem 27-seitigen Gutachten Gedanken gemacht.

„Das EEG regelt alle entscheidenden Fragen rund um den Netzanschluss“, erklärte der Jurist im BNE-Webinar. Angesichts der Zielvorgabe, möglichst minimalinvasiv vorzugehen, sei das EEG der richtige Rahmen für die beabsichtigten festen Regelungen. Insbesondere §8 EEG sei eine geeignete Stelle, um diese gesetzlich zu verankern. Es sollten also möglichst wenige Änderungen im EEG erfolgen, die Systematik solle möglichst beibehalten und auf die Einführung neuer Begrifflichkeiten verzichtet werden. „Wir arbeiten mit der Sprache des EEG“, betonte Vollprecht.

Ein neuer Absatz 2b im §8 EEG solle den Anschlussbegehrenden den Netzverknüpfungspunkt selbst wählen lassen, an dem er die Anlage anschließt. Ausdrücklich soll dies auch im Fall einer Überbauung gelten, wenn also die verfügbare Kapazität geringer als die installierte Leistung ist. Hier habe der Anlagenbetreiber „die volle Lufthoheit“, wie es Vollprecht ausdrückte. Gleichzeitig müsse der Anschlussbegehrende sicherstellen, dass die maximale Wirkleistungseinspeisung nicht überschritten wird und das „Nadelöhr“ nicht gesprengt wird.

Die Begrenzung müsse grundsätzlich statischer Natur sein, so der BBH-Jurist. Denn die Investoren beziehungsweise die finanzierenden Banken müssten Gewissheit darüber haben, wie viel Strom tatsächlich eingespeist werden kann. Gleichwohl könnten Anlagen- und Netzbetreiber eine dynamische Begrenzung in planbaren Zeitfenstern vereinbaren.
 
Netzauskunft innerhalb von vier Wochen
 
Neben zusätzlichen Regelungen etwa zum Anspruch auf Optimierung, Verstärkung und Ausbau des Netzes – dieser soll ausdrücklich nicht bestehen – würde ein novellierter §8 EEG auch die Anforderungen an eine beschleunigte Netzauskunft definieren. So solle ein Netzbetreiber unverzüglich, spätestens aber innerhalb von vier Wochen die Informationen bereitstellen, ob eine ausreichende Netzkapazität zur Verfügung steht. Sofern dies der Fall sei, könne der Anschlussbegehrende den flexiblen Netzanschluss nach dem neuen §8 Absatz 2 wählen. So erspare man sich die häufig langwierige und streitbehaftete Ermittlung des Netzverknüpfungspunktes.

Weitere Ansatzpunkte des Gutachtens, die den Netzanschluss künftig klarer regeln und beschleunigen sollen, sind die explizite Verankerung des vorausschauenden Netzausbaus, die Absenkung der Unzumutbarkeitsgrenze beim Netzausbau sowie die Beteiligung der Anlagenbetreiber an den Kosten für den Netzausbau in Einzelfällen.

In der Praxis erfolge der Netzausbau meist nur für eine konkret angefragte Anlage. Mit einem vorausschauenden Netzausbau, der auch den künftigen Zubau berücksichtigt, könnten die finanziellen Mittel für den Netzausbau effizienter eingesetzt und die damit verbundenen Kosten gesenkt werden. Außerdem schlägt Vollprecht die Absenkung der Unzumutbarkeitsgrenze auf 15 Prozent der Errichtungskosten der Anlage vor. Bei höheren Netzausbaukosten entfällt demnach die Pflicht des Netzbetreibers zum Anschluss. Derzeit liegt die Grenze bei 25 Prozent.

Damit könnten Anschlüsse von Anlagen dorthin gelenkt werden, wo die Netzausbaukosten niedriger sind. Ein Anlagenbetreiber soll aber auch die Möglichkeit erhalten, sofern er die Mehrkosten trägt, einen präferierten Netzanschlusspunkt zu nutzen. So werde das Risiko vom Netzbetreiber auf den Anschlussbegehrenden verlagert.

Zur Durchsetzung flexibler Netzanschlüsse fordert der BNE auf Grundlage des BBH-Gutachtens auch klare Sanktionsregelungen im EEG. Überschreitungen vereinbarter Einspeiseleistungen sollten viertelstundenscharf sanktioniert werden. Gleichzeitig müsse ein Rechtsanspruch auf digitale Einsicht in die Netzauslastung geschaffen werden.

„Individuell ‚verhandelte‘ Netzanschlussverträge gibt es in der Praxis nicht, allein schon, weil die Verhandlungsgrundlage fehlt“, so das Fazit des BNE in seinem Positionspapier. Ein Recht auf beschleunigte Netzauskunft sowie ein bundeseinheitlicher, im EEG festgeschriebener Rechtsrahmen, der klare Standards für die flexible Netznutzung setze und Pflichten, Fristen und Sanktionen vorgebe, könne jedoch den Netzanschluss beschleunigen und Planungssicherheit für Großprojekte gewährleisten.