Warum die Energiewende jetzt teurer werden könnte
EEG-Novelle und Netzpaket sollen die Systemkosten senken. Experten warnen jedoch: Höhere Risiken könnten Finanzierung und Ausbau erneuerbarer Energien verteuern. Eine belastbare Gesamtrechnung fehlt bislang.
Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU, im Bild rechts) hat zwei bedeutende neue Regelungen für die Energiewende in den Deutschen Bundestag eingebracht. Das Bild zeigt sie im Juli beim Besuch der Salzgitter AG, wo die erste mit Wasserstoff betriebene Direkt-Reduktions-Anlage (DRI-Turm) und eine Elektro-Lichtbogenanlage gebaut wird. Fotografiert im Auftrag des Bundesministeriums fuer Wirtschaft und Energie. Foto. picture alliance / BMWK/photothek.de/Dominik Butzmann
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Es ist mehr als ein Jahr her: Im Juni 2025 kündigte Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche vor der Branche neue Impulse für die Energiewende in Deutschland an. Den „Realitätscheck“ für die Energiewende, der die Grundlage dafür legen sollte, legte sie dann Mitte September 2025 vor, vor ziemlich genau einem Jahr. Ergebnis sind zwei dicke Gesetzesnovellen, die der Deutsche Bundestag kommende Woche am 24. September abends erstmals verhandeln wird:
- Die Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, kurz: EEG: hier will Reiche die Förderung zurückschrauben.
- Das so genannte Netzpaket: hier will Reiche vor allem den Netzbetreibern mehr Beinfreiheit geben. Als Folge dürfte auch das den Erneuerbaren-Ausbau bremsen.
Bei der Vorstellung des Energiewende-Realitätschecks erklärte Reiche, künftig müssten die gesamten Systemkosten stärker darüber entscheiden, wo und wie wir erneuerbare Energieanlagen ausbauen. Kosten für Erzeugung, Netze, Speicher und Versorgungssicherheit sollen den reinen Vorrang des Ökostromausbaus einhegen. Mit dem beabsichtigten Ergebnis, dass die Kosten dafür sinken mögen und so auch der Strompreis für alle sinke.
Drei Experten und eine Expertin, die das Science-Media Center befragte, sehen in den beiden Gesetzespaketen zwar richtige Ansätze. Sie glauben aber, dass das Ziel – nämlich eine Kostensenkung für die Stromverbraucher – so nicht erreicht werden kann. Es sind sogar gegenteilige Effekte möglich. Schlicht, weil auch noch niemand richtig nachgerechnet hat.
Inhaltsverzeichnis
- Warum Wind- und Solarparks künftig für fehlende Netze zahlen sollen
- Was am Konzept des Redispatchvorbehalts nicht stimmt
- Was es bringt, den Redispatchvorbehalt auf 20 % zu deckeln
- Kleinere Projekte könnten stärker betroffen sein
- Warum größere Projekte weniger vom Redispatchvorbehalt betroffen wären
- Wo bleibt der Anreiz für den Netzbetreiber, sein Netz schneller auszubauen?
- Kann Strom für uns durch die neuen Gesetze wirklich billiger werden?
- Es fehlt die Berechnung, was der Redispatchvorbehalt wirklich bringt
- Wird die Windkraft im Süden das Bauernopfer der EEG-Novelle?
- Warum ein einheitlicher Pachtdeckel die Windkraft im Norden bevorteilen kann
- Könnten Einsparungen am Ende mehr EEG-Förderung verlangen?
Warum Wind- und Solarparks künftig für fehlende Netze zahlen sollen
Fakt ist: Der Netzausbau hinkt dem Ausbau der erneuerbaren Energien hinterher. Ein europaweites Problem. Das führt im gesamtdeutschen Strommarkt immer wieder zu Problemen, weil bestellter Ökostrom aufgrund von Netzengpässen gar nicht dort hinkommen kann, wo er hinkommen soll. Die Leitung ist zu eng. Vereinfacht gesagt. Das Verfahren, das folgt, heißt „Redispach“. Es führt alljährlich zu Kosten in Milliardenhöhe, auch weil denjenigen, die den Ökostrom erzeugen, eine Entschädigung zusteht. Die zahlen die Stromverbraucher über die Netzentgelte.
Als Arznei erdachte das Bundeswirtschaftsministerium den „Redispatchvorbehalt“, ein Begriff, der in den eingebrachten Gesetzesnovellen aber nicht mehr wörtlich enthalten ist. Die Idee: Wer einen Wind- oder Solarpark baut, soll einen Teil des Risikos dafür tragen, dass das Netz nicht rechtzeitig mithält. Dafür sollen die Netzbetreiber zuvor „kapazitätslimitierte Netzgebiete“ ausweisen. Für diese dürften sie den sofortigen, voraussetzungslosen Anschluss dann verweigern. Das war den Anlagenbetreibern zugesichert, eine Absage des Netzbetreibers war bisher nicht möglich.
Ersatzlos sollen die Betreiber der Ökostromanlagen allerdings nicht dastehen. Der Netzbetreiber muss einen Vertrag für den Anschluss anbieten. Aber mit Bedingungen: Der Anlagenbetreiber muss darin auf einen Teil der Entschädigung, die ihm bisher zustand, verzichten.
Was am Konzept des Redispatchvorbehalts nicht stimmt
Claudia Kemfert, Leiterin der Abteilung Energie, Verkehr und Umwelt am Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung (DIW), sieht darin den Kardinalsfehler: „Damit wird ein Teil des Netzengpassrisikos vom Netzbetreiber auf die Betreiber verschoben“. Allerdings ohne, dass der Netzbetreiber irgendwie seinerseits einen Anreiz erhält, den vorhandenen Netzengpass schnellstmöglich zu beseitigen.
„Das kann die Kalkulierbarkeit von Projekten verschlechtern, Finanzierungskosten erhöhen und Investitionen gerade dort bremsen, wo Erneuerbare dringend gebraucht werden“, führt Kemfert weiter aus. Ihr Einwand richtet sich vor allem dagegen, dass den Investoren zusätzliche Risiken aufgebürdet werden, ohne dass es eine Perspektive gibt, die Ursache anzugehen.
Was es bringt, den Redispatchvorbehalt auf 20 % zu deckeln
Kemfert zufolge soll aber der Verzicht auf die Entschädigung grundsätzlich begrenzt sein. Mehr als 20 % der jährlichen Stromerzeugung, bei Windenergieanlagen in ausgewiesenen Windenergiegebieten bis zu 18 %, dürfen nicht betroffen sein.
Uwe Holzhammer, Leiter des Forschungs- und Transferzentrums Nachhaltigkeit an der Technischen Hochschule Ingolstadt, verweist auf eine zusätzliche zeitliche Begrenzung, die in den Novellen inzwischen enthalten ist, „auf einen Zeitraum von drei bis maximal sechs Jahren.“ Er weist explizit darauf hin, dass dies und die 20 % (beziehungsweise 18 %) Obergrenzen für mögliche Belastungen seien. Es seien keine Prognosen für auch tatsächlich eintretende Ausfälle bei den Einnahmen für die Anlagen.
Es hatte bereits im bisherigen Prozess der Gesetzgebung zahlreiche Kritik am Redispatchvorbehalt gegeben. Christoph Maurer, Geschäftsführer der energiewirtschaftlichen Beratung Consentec und Lehrbeauftragter an der Universität Erlangen, erkennt mit Blick auf die jetzt dem Deutschen Bundestag vorliegenden Novellen Fortschritte: „Gleichzeitig ermöglicht die Begrenzung der wegfallenden Kompensation EE-Anlagen eine bessere Planungsgrundlage und verringert die Risiken des Instruments.“
Dennoch bleibt eine Unsicherheit für Investoren. Holzhammer hält die für erheblich. Weder die jährlichen Einnahmeausfälle noch die Zahl der tatsächlich betroffenen Betriebsjahre ließen sich verlässlich vorhersagen. „Diese Unsicherheit erhöht das Investitionsrisiko und kann sich in ungünstigeren Finanzierungskonditionen und höheren Anforderungen an Sicherheiten niederschlagen.“ Sprich: Bliebe das so im Gesetz, würde der Ausbau mit erneuerbaren Energien in Deutschland damit teurer. Und damit als Folge auch der Strompreis. Der sollte aber ja gerade gesenkt werden.
Kleinere Projekte könnten stärker betroffen sein
Holzhammer weist vor allem darauf hin, welche Ökostromprojekte stärker betroffen sein würden als andere. Seine Botschaft: Es träfe die kleinen. Denn finanzstarke Investoren können mit solchen Unsicherheiten anders umgehen als kleinere Anbieter. „Insbesondere kleinere, regional verankerte Akteure könnten beim Zugang zu Finanzierung und Projektrealisierung benachteiligt oder ganz aus dem Markt gedrängt werden.“
Das träfe genau jene Projekte, die bewusst versuchen, vor Ort für Wind- und Solarprojekte Kommunen sowie Bürgerinnen und Bürger selbst mit ins Boot zu holen. Holzhammer befürchtet, damit könnte auch die Beteiligung der Menschen vor Ort auf dem Spiel stehen. Gerade in Regionen mit großen Erneuerbarenpotenzialen sollten regionale Akteure am Ausbau mitwirken und wirtschaftlich davon profitieren können.
Warum größere Projekte weniger vom Redispatchvorbehalt betroffen wären
Die Ursache für eine mögliche Benachteiligung kleinerer Projektträger steckt im finanztechnischen Detail. Denn was bitteschön heißt es, wenn der Entwurf vom „finanziellen Ausgleich“ spricht?
- Größere Anlagen im sogenannten Planwert-Modell erhalten nach Ausführung von Maurer bei Redispatch nach seiner Darstellung einen Ausgleich auf zwei Ebenen: einen bilanziellen Ausgleich für den bereits verkauften Strom, den sie aber nicht einspeisen können und einen finanziellen Ausgleich für die entfallende EEG-Förderung. „Wenn nur letztere wegfiele, wäre das wirtschaftliche Risiko für diese Anlagen beschränkt, die Lenkungswirkung des Instruments allerdings möglicherweise auch.“
- Kleinere Anlagen, die in Verteilnetzen angeschlossen sind, erhalten im sogenannten Prognose-Modell bisher nur einen Ausgleich für die entfallene EEG-Förderung. Wird diese Zahlung insgesamt gestrichen, könnte das erheblich weiter reichen als der Verlust der Förderung. Maurer warnt: „Wenn diese gesamte Kompensation entfiele, wären diese Anlagen möglicherweise – und in einem sachlich nicht zu rechtfertigenden Ausmaß – deutlich stärker betroffen.“
Der Deutsche Bundestag muss also hier nachbessern, ansonsten bliebe die Branche im Unklaren.
Wo bleibt der Anreiz für den Netzbetreiber, sein Netz schneller auszubauen?
Maurer sähe einen anderen Ansatz als zielführender, um schneller wegzukommen von den Netzengpässen und gleichzeitig den Neubau von Erneuerbare-Energien-Anlagen netzdienlicher zu steuern. „Hier wären aus meiner Sicht regionalere Märkte in Verbindung mit langfristig wirkenden Standortsignalen zum Investitionszeitpunkt deutlich wirksamer.“ Auch die vorgesehene Differenzierung zwischen Technologien begrüßt er, fordert dafür aber eine verbindliche Vorgabe.
Maurer sorgt sich vor allem darum, dass Netzbetreiber den Weg des geringsten Widerstandes wählen. Er sieht „insbesondere das Risiko, dass es zu volkswirtschaftlich ineffizienten prioritären Abregelungen von Anlagen unter Redispatch-Vorbehalt kommt, weil dies aus Netzbetreibersicht vorteilhaft ist.“ Netzbetreiber würden dann bevorzugt jene Anlagen abregeln, für die sie keine Entschädigung zahlen müssen – selbst wenn die Auswahl volkswirtschaftlich ineffizient wäre.
Aus Sicht von Kemfert gilt es, Netztechnik möglichst schnell zu modernisieren. „Nicht nur Leitungen fehlen, sondern vor allem Intelligenz im Stromsystem.“ Netzoptimierung, digitalisierte Verteilnetze, Smart Meter, Batteriespeicher und intelligente Steuerung seien nötig. Der Entschädigungsverzicht müsse enger begrenzt und gekoppelt werden mit einem Anreiz für den Netzbetreiber, Abhilfe zu schaffen. „Regionale Engpasssignale können sinnvoll sein, aber sie dürfen niemals zum Dauerersatz für ein modernes, digitales und flexibles Stromsystem werden.“
Kann Strom für uns durch die neuen Gesetze wirklich billiger werden?
„Kurzfristig Redispatchkosten zu sparen und dafür den Erneuerbaren-Ausbau zu verteuern, wäre ökonomisch ein Kurzschluss“, so Kemfert. Höhere Risiken können die Finanzierung neuer Anlagen verteuern. Werde gleichzeitig der Ausbau der erneuerbaren Energien gebremst, so Holzhammer, könnten in engpassfreien Phasen häufiger teurere Kraftwerke wie Gaskraftwerke die Nachfrage decken. Das würde den Börsenstrompreis insgesamt erhöhen. Im Endeffekt sinkt der Strompreis nicht und es gibt weniger Ökostrom. Dann wäre gar nichts gewonnen.
Holzhammer begrüßt dennoch grundsätzlich, dass die Politik bestehende Probleme angeht und Investoren aufzeigen will, wo es eng wird im Netz. „Für die Gesamtwirkung auf den Strompreis und die Gesamtkosten kommt es daher darauf an, wie sich mögliche Mehrkosten durch höhere Förderbedarfe und Börsenpreise zu den Einsparungen beim Engpassmanagement verhalten. Eine abschließende Bewertung erfordert eine quantitative Betrachtung dieser gegenläufigen Effekte.“
Es fehlt die Berechnung, was der Redispatchvorbehalt wirklich bringt
Das Problem bisher: Ein Nachweis, dass durch das System des Redispatchvorbehalts nicht nur in erster Linie die Redispatchkosten sinken, sondern im gesamten System die Kosten und im Endeffekt der Strompreis sinkt – diesen Beweis bleibt die Bundesregierung bisher schuldig.
Der Gesetzesentwurf beziffert keine dezidierte Kostenentlastung des Strompreises durch den Redispatchvorbehalt, auch keine konkrete Senkung der Redispatchkosten selbst. Eine Studie im Auftrag des Ministeriums kommt zum Schluss, dass auf die identifizierten Netz-Hotspots rund 72 % des zusätzlichen Redispatch-Bedarfs entfallen. Was das dezidiert in Heller und Pfennig heißt, bleibt offen.
Die Grünen im Deutschen Bundestag wollten in einer Anfrage wissen, wie sich denn die geplante Regelung auf die Volkswirtschaft, den Strompreis und die EEG-Förderkosten auswirkt. Am 31. August 2026 antwortete die Bundesregierung:
- Strompreis: Verweis auf vermiedene Redispatchkosten und dadurch entlastete Netzentgelte.
- EEG: Die Bundesregierung erwartet wegen hoher Genehmigungszahlen und der Wettbewerbssituation „keine substanziellen Auswirkungen“ auf die Bundesförderung.
- Nettoentlastung: wird nicht angegeben.
Wird die Windkraft im Süden das Bauernopfer der EEG-Novelle?
Michael Sterner, Leiter der Forschungsstelle Energienetze und Energiespeicher (Fenes) an der Ostbayerischen Technischen Hochschule Regensburg warnt, dass die EEG-Novelle den Ausbau ausgerechnet dort erschweren könnte, wo er am meisten erwünscht ist: in Süddeutschland. Die EEG-Novelle bringt zwei Regelungen mit, die gut gemeint, aber schlecht orchestriert sind:
- Verbesserte Korrekturfaktoren im sogenannten Referenzertragsmodell sollen windschwache Standorte stärken.
- Ein bundesweiter Pachtdeckel soll Grundstückskosten begrenzen.
- Nach Sterners Berechnung könnte die zweite Maßnahme die Wirkung der ersten weitgehend aufheben.
„Beide Regelungen stehen an verschiedenen Stellen des Entwurfs und werden getrennt begründet – sie wirken aber beide auf die Wettbewerbsfähigkeit windschwacher Standorte in den Ausschreibungen“, betont Sterner.
Warum ein einheitlicher Pachtdeckel die Windkraft im Norden bevorteilen kann
Das Referenzertragsmodell soll helfen, unterschiedliche Windverhältnisse bei der EEG-Förderung zu berücksichtigen. Es führt einen Korrekturfaktor ein: Der soll Windkraftanlagen an schwächeren Standorten eine etwas höhere EEG-Förderung zuschlagen und sie an recht windhöffigen Standorten etwas absenken. Sterner zufolge gleicht der Mechanismus die Unterschiede bewusst nur teilweise aus. Denn die regional unterschiedlichen Pachten hätten einen zusätzlichen, marktgetriebenen Ausgleich geschaffen. Er nennt rund 24 % an einem Standort mit 120 % Standortgüte gegenüber rund 12 % an einem Standort mit 60 % Standortgüte. Die Standortgüte beschreibt dabei den Ertrag im Verhältnis zu einem definierten Referenzstandort.
In diese Balance greift jetzt der bundeseinheitliche Pachtdeckel ein. Der senkt die Kosten nach Sterners Analyse regional unterschiedlich stark. Der sei „kein regional neutraler Eingriff: Er senkt die Kosten dort am stärksten, wo die Pachten am höchsten waren.“ Sein Einwand: So, wie die Regelung im Gesetz steht, könne der bisherige relative Kostenvorteil schwächerer Standorte verloren gehen. Auch dort sinkende Pachten schützten einen süddeutschen Park nicht davor, im Wettbewerb mit einem noch stärker entlasteten norddeutschen Projekt zurückzufallen.
Könnten Einsparungen am Ende mehr EEG-Förderung verlangen?
Uwe Holzhammer blickt auf die gemeinsame Wirkung von EEG-Novelle und Netzpaket. Die EEG-Novelle will mit einer Wirkleistungsbegrenzung für Photovoltaikfreiflächenanlagen und Vorgaben zum Verhältnis von Leistung und Rotorfläche sowie dem Redispatchvorbehalt vor allem erreichen, dass weniger Leistung zugebaut wird. Das heißt aber nicht zwangsläufig, dass sich die erzeugte Strommenge im gleichen Maß verringert.
„Wenn zum Beispiel eine Anlage weniger Strom vermarkten kann, muss jede verkaufte Kilowattstunde einen höheren Beitrag zur Deckung der Investitions- und Betriebskosten leisten.“ Die Wirtschaftlichkeit der Anlagen insgesamt kann sich ändern. Hinzu kommen Einflüsse des Marktes. „Dies kann die erforderliche Förderintensität je erzeugter beziehungsweise vermarkteter Stromeinheit erhöhen.“ Damit steht auch für das EEG die Frage im Raum, ob eine einzelne Sparmaßnahme an anderer Stelle zusätzlichen Förderbedarf auslöst.
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