Der Bundesverband Windenergie (BWE) hat sich in der Debatte über den geleakten Entwurf des „Netzpakets“ aus dem Bundeswirtschaftsministerium mit eigenen Vorschlägen zur Lösung von Problemen beim Netzausbau zu Wort gemeldet. „Anstelle des Ausbaustopps für Erneuerbare durch den Redispatchvorbehalt sollten die regulatorischen Rahmenbedingungen so ausgestalten werden, dass sich der Netzausbau im Sinne der Synchronisierung an das Tempo der Energiewende anpasst und nicht umgekehrt der EE-Ausbau verlangsamt wird“, heißt es in einem Papier des Windbranchenverbands.
1. Anwendung des von Netzbetreibern ausgelobten NOXVA-Prinzips
Der BWE spricht sich für die Umsetzung des Prinzips NOXVA aus. Es steht für „Netzoptimierung vor Flexibilitäten vor Verstärkung vor Ausbau“. Die Umsetzung von NOXVA ermögliche eine deutliche Senkung des Netzausbaus. So werde Freileitungsmonitoring in der Hochspannung aktuell nur von 19 der 62 VNB mit Hochspannungsnetz angewendet, „obwohl Gutachten bereits 2021 zeigten, dass Leitungen durch das witterungs- und temperaturabhängige Freileitungsmonitoring um bis zu 50 Prozent stärker ausgelastet werden können“. Hinzu kämen unter anderem der Einsatz von kurativem Engpassmanagement, der flächendeckende Einsatz von intelligenten Ortsnetzstationen und die Weiterentwicklung des n-1-Prinzips.
2. Netzdigitalisierung und dynamische Netzentgelte für Verbraucher
Der Rollout von Smartmeter-Gateway und intelligenten Messsystemen in Deutschland hinkt weiter deutlich hinterher. „Diese sind Grundvoraussetzung für die Einführung von dynamischen Netzentgelten für Stromverbraucher“, betont der BWE. Dieses Preissignal für die Prävention von Netzengpässen könne Redispatchmengen und -kosten deutlich reduzieren und die Nutzung von günstigem Grünstrom anreizen. Mittelfristig könnten so auch Netzausbaukosten eingespart werden.
3. Flexibilitäten nutzen und Recht auf Überbauung umsetzen
Durch die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten und den Zubau von erzeugungs- und lastnahen Batteriespeichern könne die bestehende Netzinfrastruktur wesentlich effizienter genutzt werden. Regierung und Opposition haben diesbezüglich Anfang 2025 die Einführung von § 8a EEG Flexible Netzanschlussvereinbarungen (FCA) beschlossen. „Nach einem Jahr hat sich die gesetzliche Kann-Regelung als unzureichend erwiesen“, hält der BWE fest. Die Anlagenbetreiber bräuchten ein Wahlrecht auf FCAs, um dieses branchenübergreifend gewünschte Instrument flächendeckend anwenden zu können. Ein für Anlagenbetreiber verpflichtender Abschluss von FCAs nach Wunsch des Netzbetreibers, wie im Gesetzesentwurf vorgesehen, sei dagegen keine Lösung, „weil dieser als Verhinderungsinstrument missbraucht werden kann“.
4. Netzausbau beschleunigen und Ertüchtigung im Verteilnetz erleichtern
Im Koalitionsvertrag steht das Bekenntnis, den Netzausbau weiter zu beschleunigen. Hierzu fordern der BWE und VKU seit langem die Entbürokratisierung dieser Ertüchtigungsmaßnahmen, auch über die Umsetzung der EU-Vorgaben aus dem Paket RED III Netze und Offshore hinaus. „Konkret muss das Planfeststellungsverfahren für geringfügige Maßnahmen durch ein einfaches Anzeigeverfahren ersetzt werden“, heißt es. Neben dieser konkreten Maßnahme müssten weitere Netzausbaubeschleunigungsmaßnahmen (z.B. zur Mobilisierung von Investitionskapital) geprüft werden.
5. Steuerung der Einspeisung anstelle der Erzeugung
Nach geltender Rechtslage sind Netzbetreiber in Zeiten von Netzengpässen verpflichtet, die Stromerzeugung jeder einzelnen Anlage zu steuern, nicht aber die Einspeisung am Netzverknüpfungspunkt. In der Praxis ist es dadurch nicht möglich, den Grünstrom von EE-Anlagen bei Netzengpässen in einen benachbarten Batteriespeicher zwischenzuspeichern. Vielmehr wird die Erzeugung der Wind- oder PV-Anlage abgeregelt und entschädigt. „Notwendig ist es, die betroffenen Strommengen vor dem Netzverknüpfungspunkt nutzen zu dürfen und so Wertschöpfungspotenziale zu aktivieren.“
6. Anreizregulierung beibehalten und Energiewendeleistung berücksichtigen
Bislang können Engpassmanagementkosten (Redispatch 2.0) von Netzbetreibern auf die Netzentgelte gewälzt werden. Durch den NEST-Prozess der Bundesnetzagentur sollen diese ab 2029 in den Effizienzvergleich der Verteilnetzbetreiber aufgenommen werden. Dadurch entstehe ein sinnvoller finanzieller Anreiz, das Netz schnellstmöglich auszubauen und Redispatchkosten zu verringern. Einige Netzbetreiber befürchteten aber, dass bisherige Leistungen beim Anschluss von EE-Anlagen nicht berücksichtigt werden und fordern daher die Einführung des Redispatchvorbehalts.
Der vorliegende Gesetzesentwurf lagere nun im Umkehrschluss jeglichen Druck zum Netzausbau an die Betreiber von EE-Anlagen aus. Der Anreiz zum Netzausbau durch den NEST-Prozess müsse aber unbedingt aufrechterhalten werden. Gleichzeitig könnten Redispatchmengen im Effizienzvergleich gegen die EE-Anschlussleistung der letzten fünf Jahre verrechnet werden.
7. Einheitliche Netzreservierung und Netztransparenz einführen
Wie im Gesetzesentwurf vorgesehen, sollte die aktuelle Netzanschlusssystematik durch einen bundeseinheitlichen Reservierungsmechanismus anhand der Projektreife weiterentwickelt werden – „eng begleitet durch eine Verbesserung der Transparenz von vorhandenen und geplanten Netzanschlusskapazitäten“. Letztere ergebe sich ohnehin aus den Vorgaben der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie. Dadurch könnten der ineffizienten Praxis von Mehrfachanfragen – die aus fehlenden Informationen bezüglich vorhandener und geplanter Netzanschlusskapazitäten resultiert – Einhalt geboten werden. Der Fokus auf ernsthafte Projekte ermöglicht den Netzbetreibern wiederum eine präzisere vorausschauende Netzplanung und die Einsparung von Systemkosten. In diesem Zuge sollte auch das Netzanschlussregime für Batteriespeicher überarbeitet werden, um die Planungsreife und die Systemdienlichkeit der Projekte abzubilden und insbesondere Co-located-Batteriespeicher zu priorisieren.
8. Instrument „Nutzen statt Abregeln“ nutzbar machen
Mit dem Nutzen statt Abregeln Konzept in § 13k EnWG besteht ein sinnvolles Konzept, um Redispatchmengen zu reduzieren und Grünstrom besser nutzbar zu machen. Der Bericht der Übertragungsnetzbetreiber Anfang 2026 zeige deutlichen Überarbeitungsbedarf, um das Instrument ab 2030 nutzbar zu machen. Unwirtschaftliche Preise und viel zu eingeschränkte Teilnahmekriterien führten dazu, dass das Instrument bislang nur für 0,06 Prozent des potenziellen Grünstroms angewendet wird.