Energiewende: Bundesnetzagentur legt Zwischenstand zur Reform der Netzentgelte vor

„Netzentgelte haben die Aufgabe, die Refinanzierung der Stromnetzinfrastruktur sicher zu stellen. Die Höhe der Netzentgelte sind in den vergangenen Jahren zum Teil relevant gestiegen und beeinflussen somit die Attraktivität der Stromnutzung in den Sektoren Wärme und Mobilität zunehmend negativ. Gleichzeitig stellen diese Technologien wichtige Flexibilitätsoptionen dar, um fluktuierende Erneuerbare zu nutzen, wenn sie zur Verfügung stehen.“

„Darüber hinaus erkennen die Verbraucher anhand der aktuell gestalteten Netzentgeltstruktur nicht, wann sie Strom verbrauchen sollen, um das Netz zu entlasten. Eine gezielte Entlastung des Netzes durch die Änderung der Stromnachfrage hätte wiederum Einfluss auf die Kosten des Engpassmanagement, und je nach Verhalten auch auf die Notwendigkeit des Netzausbaus.“

„Mit der Weiterentwicklung der Netzentgeltstruktur besteht die Chance, auf zwei Ebenen positiven Einfluss zu nehmen: Erstens kann der Bedarf an Engpassmanagement reduziert werden (Engpassmanagement bezeichnet Maßnahmen, die getroffen werden müssen, wenn zwar genügend Strom vorhanden ist, er aber nicht zum Verbrauchsort transportiert werden kann. In dem Fall werden Erzeugungsanlagen vor dem Engpass abgeregelt und hinter dem Engpass hochgefahren; Anm. d. Red.). Dies kann durch verhältnismäßig kurzfristige Änderung der Stromnachfrage erreicht werden, ökonomisch angereizt durch die Preisgestaltung der Netzentgelte.“

„Zweitens die zeitliche Verschiebung – und gegebenenfalls Reduktion – des Bedarfs an Netzausbau. Dies kann durch langfristig verlässliches Verhalten der Stromnachfrage erreicht werden, ökonomisch angereizt durch Preisgestaltung der Netzentgelte.“

„Um diese beide Aspekte aus Sicht der Gesamtkosten vorteilhaft auszugestalten, ist es von entscheidender Bedeutung, dies kostenreflektierend zu tun. Der Akteur, welcher Kosten für das Engpassmanagement oder den zukünftigen Netzausbau verursacht, sollte im Grundsatz dafür bezahlen müssen. Dadurch wird er wiederum ökonomisch in die Lage versetzt, sein eigenes technoökonomisches Potenzial zu prüfen und gegebenenfalls zu nutzen, um die Netzkosten zu vermeiden.“

„Die Ausgestaltung ist relevant komplex, weshalb sie nicht mit der gewohnten deutschen Gründlichkeit umzusetzen ist. Hier muss man mehr ‚Art‘ als ‚Science‘ gewähren lassen, als man das vielleicht an anderen Stellen gewohnt sind. Das heißt: Die Regelungen werden nicht perfekt für jedem Fall passen und das Netzentgeltkonzept wird in den nächsten Jahren kontinuierlich weiterentwickelt werden müssen. Es ist sehr wichtig, dass die Bundesnetzagentur sich mit diesem komplexen Thema gemeinsam mit der Branche und der Wissenschaft beschäftigt.“

„Die Reform der Netzentgelte ist wichtig für Investitionen in und effektive Nutzung von Flexibilität – zum Beispiel durch das Speichern von Strom-, Wärme und Zwischenprodukten. So kann die gespeicherte Wind- und Solarenergie auch in Stunden mit weniger Wind und Sonne genutzt werden. Das spart Stromerzeugung mit Gaskraftwerken und schützt Stromkund*innen vor Abhängigkeiten von Gasimporten und damit verbundenen Kostenrisiken. Eine Reform ist notwendig, damit die Energiewende zu verlässlich bezahlbaren Strompreisen führt.“

„Die Kosten des Stromnetzes müssen auf Stromkund*innen umgelegt werden. Das führt immer zu gewissen Verzerrungen. Damit Speicher für Strom-, Wärme- und Zwischenprodukte volkswirtschaftlich sinnvoll betrieben werden, sollen sie primär auf den Großhandelspreis reagieren. Deswegen werden Kosten unter den jetzt konkret vorgeschlagenen Reformen stärker pauschal statt verbrauchsabhängig erhoben.“

„Für Großverbraucher, die aktuell keine reduzierten Netzentgelten zahlen, enthält der Vorschlag eine elegante Lösung. Bislang mussten diese Großverbraucher einen pauschalen Preis abhängig von ihrer Spitzenlast zahlen (Leistungspreis). Das hat dazu geführt, dass seltene, hohe Verbräuche unattraktiv waren. Nun soll ein Kapazitätspreis für eine bestellte Kapazität bezahlt werden, ergänzt durch Aufschläge für seltene, darüberliegende Spitzen im Verbrauch. Dies erlaubt es den Stromkund*innen zu Zeiten von sehr hohem Stromangebot und niedrigen Preisen zusätzliche Kapazitäten zu nutzen, um zum Beispiel ihre Speicher zu füllen – ohne große wirtschaftliche Nachteile. Der flexible Verbrauch wird so weniger beschränkt.“

„Dass die Anpassung der Netzentgelte für diejenigen Großverbraucher, die reduzierte Netzentgelte zahlen, um weitere zwei Jahre verschoben wurde, ist jedoch problematisch.“

„Auch Stromerzeuger und Speicher sollen jetzt Netzentgelte in moderater Höhe bezahlen. Das schafft zumindest Klarheit für anstehende Investitionen. Durch die Kopplung an die Kapazität statt an die Ein- oder Ausspeisung entstehen dabei keine Fehlanreize im Betrieb. Letztendlich werden die Kosten über den Energiemarkt dann an Stromkund*innen weitergegeben.“

„Die reformierten Netzentgelte korrigieren Fehlanreize gegen die systemdienliche Nutzung von Flexibilität, die sich aus der bisherigen Struktur der Netzentgelte ergeben haben. Das ist ein wichtiger Schritt. Das ermöglicht mehr Reaktion auf den Großhandelspreis. Es bedeutet jedoch, dass alle flexible Nachfrage auf das gleiche Preissignal reagiert, unabhängig vom Ort und der lokalen Situation im Netz. Damit werden in vielen Situationen Netzengpässe und der Redispatchbedarf verstärkt.“

„Deswegen verspricht die Bundesnetzagentur im Jahr 2027 ein Konzept für dynamische Netzentgelte zu entwickeln. In schwierigen Netzsituationen sollen sie Marktteilnehmern Anreize geben, das Netz nicht weiter zu belasten. Die Netzbetreiber prognostizieren bis 2030 einen Spitzen-Redispatch von mehr als 50 Gigawatt, den dynamische Netzentgelte nur abmildern aber nicht komplett verhindern können. Eine Herausforderung ist zum Beispiel, dass dynamische Netzentgelte mit Vorlauf festgelegt werden müssen, damit sie auch im Handel berücksichtigt werden können – sprich vor dem Spotmarkt am Vortag. Situationen, die dann noch nicht absehbar sind, können durch dynamische Netzentgelte nicht adressiert werden. Allein dadurch Unsicherheiten in den letzten drei Stunden würde ein Redispatch-Bedarf von bis zu17 Gigawatt bestehen bleiben [1].“

„Ich schließe mich der Schlussfolgerung der Netzbetreiber an, dass es andere Maßnahmen über dynamische Netzentgelte hinaus bedarf, um einen stabilen Netzbetrieb in Zukunft sicherzustellen [1]. Das spiegelt sich bisher noch nicht im Vorschlag der Bundesnetzagentur wider, dynamische Netzentgelte schrittweise ab 2030 beziehungsweise 2032 umzusetzen. Diese ‚anderen Maßnahmen‘ sind letztendlich Reformen im Strommarktdesign, für die das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie zuständig ist. Eine Abstimmung hierzu ist dringend notwendig.“

„Sinnvoll wäre die Einführung lokaler Marktpreise für den Netzdienlichen Betrieb der verschiedenen Speichertechnologien. Dazu müssen keine neuen Mechanismen entwickelt werden, sondern internationale Erfahrung kann genutzt werden, um eine schnelle Umsetzung zu ermöglichen. Das vermeidet Redispatchkosten und reduziert den Netzausbaubedarf. Lokale Marktpreise würde die konkreten Netzentgeltreformen sinnvoll ergänzen, und Netzkosten und damit Gesamtenergiekosten reduzieren [2].“

„Die Netzentgelte spielen aus zwei Gründen eine zentrale Rolle für die Energiewende: die Netzkostenverteilung wird neu geregelt und es besteht die Chance, Anreize zur Netzentlastung zu setzen. Beides ist für die Energiewende erfolgskritisch.“

„Um die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien aber auch die durch Elektrifizierung hinzukommenden Verbraucher zu integrieren, muss das Stromnetz erheblich ausgebaut werden. Die Investitionskosten, die hier bis 2045 erwartet werden, belaufen sich auf über 700 Milliarden Euro [3] [4]. Diese Investitionskosten werden über die Netzentgelte verteilt.“

„Die Reform der Netzentgelte im AgNes regelt die Verteilung dieser Kosten auf die Verbraucher und gegebenenfalls neuerdings auch auf die Erzeuger und Speicher neu. Damit werden historische Strukturen, die noch von einem Stromfluss ‚von oben nach unten‘ ausgingen, neu justiert und den aktuellen Gegebenheiten angepasst. Der Vorschlag für die neue Wälzung der Kosten für die Übertragungsnetze reduziert unsachgemäße regionale Unterschiede in den Netzentgelten. Anpassungen in den Netzentgelten für die in der Niederspannung liegenden Haushalte können zudem zu einer höheren Kostenbeteiligung der ‚Prosumer‘ führen – also der Haushalte, die sowohl Strom beziehen als auch erzeugen. Um diese Verteilungsfragen gibt es bereits heute hitzige Diskussionen und der Reformprozess der Netzentgelte kann entscheidend dazu beitragen, diese Debatten zu befrieden.“

„Die oben genannten großen Investitionssummen können eine Gefahr für die Energiewende darstellen, denn steigenden Netzentgelte können die Elektrifizierung durch zu hohe Strompreise gefährden [5]. Es gilt also nicht, nur die Netzkosten möglichst geschickt zu verteilen, sondern auch die Kosten für den Netzausbaubedarf selbst zu reduzieren – und der Tatsache Rechnung zu tragen, dass Netzausbau dem Ausbau neuer Verbraucher und Erzeuger zeitlich immer nachlaufen wird. Anreize zur proaktiven Netzentlastung sind also nötig.“

„Zeitgleich bieten neue Verbraucher wie Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen oder elektrifizierte Industrieprozesse sehr viel Potenzial für Lastverschiebung. In den Reformvorschlägen werden dynamische Netzentgelte als Anreize zu Netzentlastung angeführt. Diese können effektiv Anreize setzen, um das Netz zu entlasten. Verschiedene Studien zeigen, dass dynamische Entgelte wirksam sind, um die Netzbelastung und damit auch den Netzausbaubedarf zu reduzieren [6] [7]. Je nach Gewichtung der Kapazitätspreise und Arbeitspreise kann auch das im AgNes-Prozess vorgeschlagene Grundmodell bereits pauschal zur Lastglättung und damit stellenweise zur Netzentlastung führen. Zielgerichtete Netzentlastungsanreize können aber nur dynamische Netzentgelte setzen.“

„Aufgrund des Bestandsschutzes für Batteriespeicher erwarte ich kaum negative Auswirkung auf den Zubau der Batterien, für die bereits eine Investitionsentscheidung vorliegt. Wichtig ist außerdem, dass nun verstärkte Klarheit für Investitionen besteht. Zudem bieten die dynamischen Arbeitspreise zusätzliche Erlöschancen. Jedoch wird die exakte Ausgestaltung der flexiblen Anschlussvereinbarungen (FCA, Flexible Connection Agreements) genau zu beobachten sein.“

„Die Beteiligung der erneuerbaren Energien an den Netzkosten wird am Ende wieder der Verbraucher zahlen, denn die Mehrkosten für die Anlagenbetreiber werden sich auf Gebote in Fördermechanismen auswirken.“

„Wie oben beschrieben sind dynamische Netzentgelte der entscheidenden Hebel im AgNes-Prozess, um netzentlastende Anreize zu setzen und Netzkosten zu reduzieren. Sie sollten daher so zielgerichtet wie möglich eingesetzt werden.“

„Die Bundesnetzagentur verfolgt vornehmlich das Ziel, die Engpassmanagementkosten zu reduzieren. Für die Berechnung der dynamischen Netzentgelte sind daher die Übertragungsnetzbetreiber vorgesehen. Diese koordinieren auch heute das Engpassmanagement und verfügen über einen ausreichenden Digitalisierungsgrad.“

„Aber auch im Verteilnetz treten Engpässe auf und es fallen etwa die Hälfte der 700 Milliarden Euro Netzausbaukosten an. Auch hier ist zielgerichtete Entlastung nötig und es wäre wünschenswert, wenn der noch geringe Digitalisierungsgrad mancher Verteilnetze hier nicht zum Hemmschuh für alle Verteilnetzbetreiber wird.“

„Die dynamischen Netzentgelte müssen zudem ausreichend große Spreads aufweisen, um gegen Preisspreads von der Strombörse wirksam zu sein. Akademisch korrekt wäre, wenn die Netzentgelte die Grenzkosten der Netznutzung abbilden würden – also was kostet es volkswirtschaftlich nun genau diese eine Kilowattstunde mehr zu transportieren [8]. So könnten volkswirtschaftlich optimale Preisanreize gesetzt werden. Operativ wird das nicht umzusetzen sein, der Leitgedanke darf aber bestehen bleiben.“

„Auch hier sollen die dynamischen Netzentgelte Anreize setzen (siehe oben). Von besonderem Interesse sind aber zunächst die flexiblen Anschlussvereinbarungen. In diesen bisher bilateral vereinbarten Verträgen schreiben die Verteilnetzbetreiber den Batteriebetreibern Einschränkungen in der Betriebsweise vor. So kann auch ohne Netzausbau ein Anschluss gewährt werden. Die Herausforderung für Netzbetreiber sind die kurzfristigen Handels- und Ein- und Ausspeicheraktivitäten der Großbatterien. Im kurzfristigsten Segment der Strombörse, dem sogenannten Intradaymarkt, kann bis fünf Minuten vor Echtzeit noch ein Handelsdeal abgeschlossen werden. Innerhalb dieses sehr kurzen Vorlaufs kann der Netzbetreiber aber derzeit keine Bewertung der Netzauslastung vornehmen und keinen Redispatch mehr anordnen. Das ist einer der Gründe für zusätzliche Restriktionen in den flexiblen Anschlussvereinbarungen.“

„Bei zunehmend dynamischer Handelsaktivität am Intradaymarkt und zunehmend erneuerbaren Energien, welche über Deutschland verteilt ins Netz einspeisen, wird dieses Problem zunehmen und soll dann durch dynamische Netzentgelte adressiert werden – diese können aber auch nicht fünf Minuten vor Echtzeit berechnet werden. Es bleibt also spannend, wie das schnelle Zusammenspiel von Netz und Markt gelöst werden kann, wenn keine Preiszonen eingeführt werden sollen. Denn mit Einführen von zonalen oder Netzknoten-spezifischen Preisen könnte der Konflikt zwischen Strommarkt und Netzengpassmanagement konsistent gelöst werden. Das wäre nichts Neues, denn genau so werden heute die Engpässe zwischen europäischen Ländern beziehungsweise deren Strommärkten gemanagt.“

„Der Prozess ist von der Bundesnetzagentur insgesamt sehr strukturiert und gut geführt und moderiert.“

„Netzentgelte dienen der Finanzierung der Stromnetze. Ihre Ausgestaltung hat einen wichtigen Einfluss darauf, wie die Netzkosten verteilt werden. Immer wichtiger wird aber auch die Anreizwirkung, die von den Entgelten ausgeht, damit der Stromverbrauch sich besser an der Verfügbarkeit von günstigem Strom aus erneuerbaren Energien ausrichten kann. Das aktuelle Netzentgeltsystem ist in vielerlei Hinsicht nicht mehr zweckmäßig, daher war eine Reform dringend geboten.“

„Speicher und Erzeugungsanlagen sollen gemäß dem aktuellen Meinungsstand zukünftig auch Netzentgelte zahlen, in Form eines jährlichen Kapazitätspreises. Die bisher diskutierten Baukostenzuschüsse hingegen, die regional unterschiedlich sein könnten, werden von der Bundesnetzagentur anscheinend erst später konzipiert. Da die vorgeschlagenen Kapazitätsentgelte offenbar keine Lenkungswirkung haben sollen, zum Beispiel in Bezug auf einen aus Netzsicht günstigen Standort, ist ihr Nutzen fraglich. Bei EEG-Anlagen werden die Mehrkosten am Ende voraussichtlich über höhere Gebote in den Ausschreibungen landen und letztlich über Steuern bezahlt. Bei Batteriespeichern reduzieren die Entgelte die Rendite und könnten je nach Höhe einige Projekte unwirtschaftlich machen. Durch die hohe Planbarkeit und moderate Höhe sind aber eher wenig negative Auswirkungen auf den Ausbau von Erneuerbaren und Speichern zu erwarten, zumal die Entgelte erst für zukünftig geplante Anlagen gelten sollen.“

„Im Prinzip könnten dynamische Netzentgelte die jeweilige Netzauslastung in ein Preissignal für Netznutzer übersetzen und damit Anreize setzen, Netzengpässe zu vermeiden. Die Bundesnetzagentur sieht sie als ein Instrument zur Vermeidung von Redispatch-Kosten an. Das würde jedoch nur gelingen, wenn die Entgelte jederzeit ideal gesetzt werden könnten, was in der Praxis nicht gelingen kann. Deshalb werden dynamische Netzentgelte auf der Übertragungsnetzebene auch nur als drittbeste Lösung nach nodalen Preisen (Preise, die jeweils die lokale Situation im Netz abbilden; Anm. d. Red) und der Aufteilung der deutschen Gebotszone in mehrere kleinere Zonen angesehen. Im schlechtesten Fall können die festgelegten Entgelte auch neue Engpässe hervorrufen. Es sollte dringend untersucht werden, wie hoch die Komplexität der Einführung dynamischer Netzentgelte und ihre mögliche Wirkung sich im Vergleich zu nodalen Strompreisen beziehungsweise mehreren Gebotszonen darstellt. Die perspektivische Einführung dynamischer Netzentgelte im Verteilnetz ist hingegen wünschenswert als ein mögliches Instrument zur Beherrschung lokaler Engpässe.“

„Zu Großverbrauchern sagt das aktuelle Papier noch nicht viel. Bisherige Regelungen – das heißt das Bandlastprivileg und die Vergünstigung für atypische Netznutzung – sollen übergangsweise fortbestehen. Die bisherigen Vorschläge zur Reform der Industrienetzentgelte bergen die Gefahr, dass eine deutlich größere Zahl an Großverbrauchern in den Genuss von Vergünstigungen kommen würde, wodurch die Entgelte für alle anderen Netznutzer steigen würden. Zudem könnten aus den Regeln zur Gewährung von Vergünstigungen Verzerrungen der Anreize aus dem Strommarkt entstehen. Besser wäre es, gezielt die Industrien, die es wirklich benötigen, außerhalb der Netzentgelte zu fördern beziehungsweise zu entlasten.“

„Das vorliegende Papier adressiert viele der aktuell wichtigen Knackpunkte der Netzentgeltsystematik und macht größtenteils sehr zielführende Vorschläge. Insbesondere die Reform der Verrechnung von Entgelten der Netzbetreiber untereinander ist wichtig und sinnvoll. Der stärkere Einbezug von ‚Prosumern‘ an der Netzfinanzierung ist ebenfalls richtig, um Netzkosten fair zu verteilen. In Bezug auf lokale Preissignale sollten jedoch bessere Lösungen bevorzugt werden, wie die Trennung der deutschen Gebotszone oder auch regional differenzierte Baukostenzuschüsse.“

„Mit der Transformation eines Systems mit gut prognostizierbaren Einspeisern und Lasten in Richtung hoher Volatilität durch erneuerbare Energien und Marktprozesse werden Netze stärker und dynamischer belastet. Somit muss auch die Entgeltsystematik überdacht werden, was gut und richtig ist.“

„Die Aspekte des Zwischenstandes ändern den Status Quo nur sehr moderat mit einer komplexen Mischung aus unterschiedlichen Maßnahmen. Vieles geht in die richtige Richtung. Aber da man offenkundig den Status Quo nicht zu stark stören möchte, sind es nur sehr geringe Impulse, die hier gegeben werden. Denn bisherige Netznutzer setzen natürlich auf Verlässlichkeit.“

„Dynamische Netzentgelte sind eine sehr komplexe Angelegenheit. Denn am Ende muss immer die Summe aller Entgelte die gesamten Kosten des Netzes decken. Die Flexibilität von Einspeisern, Lasten und Speichern wird primär immer für den Markt genutzt und das Netz muss dies ermöglichen. Hier jetzt noch gegen den Markt flexible Netznutzungsentgelte einzubauen, macht das Gesamtsystem extrem komplex.“

„Das Netz wird für die Leistung gebaut, die man darüber einspeisen oder abnehmen möchte. Somit sollte auch nach der Leistung bezahlt werden. Auch das gesonderte Behandeln von speziellen Lasten oder Einspeisern führt zu sehr detaillierten Regelungen. Hinter einem Hausanschluss, der eine Leistung aus dem Netz zieht oder in das Netz bereitstellt, ist es letztendlich egal, ob dort E-Auto, Wärmepumpen, Kaffeemaschinen oder Speicher die Leistung ziehen oder Photovoltaik (PV) sowie Speicher sie zurückspeisen. Somit sollte auch nur für einen Leistungswert bezahlt werden, innerhalb dessen man dann agieren kann.“

„Viele Ansätze sind gut und zielen in die richtige Richtung. Der Zwischenstand ist aber nicht mutig genug, um auf reine Leistungswerte für den Netzanschluss zu gehen. Er ist insgesamt sehr komplex, mit vielen speziellen Sonderregelungen für spezifische Netznutzer. Flexibilitäten im Stromsystem müssen über den Markt angereizt werden. Dies wird hier sehr stark mit den Netznutzungsentgelten vermischt, was die Komplexität unnötig erhöht.“

„Wenn ein Netznutzer mit seinen Anlagen sehr stark auf Eigenversorgung ausgerichtet ist, dann sollte er auch nur eine geringe Netzanschlussleistung buchen und dafür wenig bezahlen. Denn das Netz wird wenig belastet und muss wenig ausgebaut werden. Wer über das Netz mehr und flexibler handeln will, muss dementsprechend mehr bezahlen. Das gilt zum Beispiel auch für Einspeiser wie einen Windpark, der mittels eines Speichers seine Spitzen glättet und weniger Netzanschlusskapazität benötigt. Genauso gilt es für ‚Prosumer‘ (Haushalte, die sowohl Strom aus dem Netz beziehen als auch einspeisen; Anm. d. Red.).“

„Für die Energiewende ist die Reform kritisch zu betrachten, da der Ausbau von erneuerbaren Energien und Speichern erschwert wird. Die Ausbauziele, und damit die rechtzeitige Transformation des Energiesystems, sind in Gefahr. Es drohen erhebliche Strafen durch höhere CO₂-Emissionen. Für Anlagenbetreiber entstehen neue Belastungen durch Netzentgelte.“

„Ebenso wird vermutlich das Ziel gefährdet, den Strompreis im internationalen Vergleich und auch zum fossilen Brennstoffpreis zu senken. Die ‚Prosumer‘ (Haushalte, die sowohl Strom aus dem Netz beziehen als auch einspeisen; Anm. d. Red.) sollen künftig durch einen pauschalierten höheren Grundpreis belastet werden. Dies führt neben der zu erwartenden Streichung der EEG-Einspeisevergütung auch zu geringerer Wirtschaftlichkeit und Investitionsbereitschaft. Es ist leider zu erwarten, dass die privaten Photovoltaik(PV)-Anlagen und Speicheranlagen – mit Ausnahme der Balkonanlagen – im Ausbau einbrechen.“

„Auch die Netzentgelterhebung für Großspeicher ist durchaus kritisch zu bewerten. Es entstehen neben Baukostenzuschüssen neue Kosten für den Netzbetrieb, der mit vier bis sieben Euro pro Kilowatt und Jahr durchaus erheblich ist. Weiterhin werden dynamische Netzentgelte eingeführt, ohne klare Kosten zu benennen.“

„Für die Erreichung der Klimaschutzziele ist ein stringenter Ausbau von Wind und Solar unerlässlich: Um den Zubau mit reduziertem Netzausbau zu realisieren, braucht es derzeit den schnellen Zubau von Batteriespeichern. Die Investitionsbereitschaft wird sowohl bei dem Ausbau der erneuerbaren Energien als auch bei den Speichern durch AgNes gedämpft.“

„Lediglich die Regelung für den Vertrauensschutz ermöglicht die schnelle Realisierung der Speicheranlagen bis zum Jahr 2029. Danach kommen der Kapazitätspreis und gegebenenfalls flexible Netzentgelte, die eine Investitionsentscheidung erschweren. Die Belastung der Erzeugungsanlagen durch ein ‚moderates‘ Netzentgelt belastet die Erträge der Anlagen. Auch vier bis sieben Euro pro Kilowatt kann hier negative Auswirkungen auf neue Investitionen auslösen. Ebenso sind die Netzentgelte von der Bundesnetzagentur schnell nach oben anzupassen.“

„Dynamische Entgelte können genutzt werden, um Netzengpässe und Redispatch-Kosten deutlich zu senken. Wir bewegen uns immer noch in einem Marktdesign, das den ‚Kupferplatten‘-Ansatz verfolgt. Das heißt: Zunächst darf jeder mit jedem im Markt handeln, ohne dass das Netz eine Rolle spielt. Das Problem kann entweder durch neue, kleinere Tarifzonen behoben oder durch flexible Netzentgelte gelöst werden. Zweitere sind nicht diskriminierungsfrei und entsprechen eher dem Ansatz eines integrierten Energiesystems. Sie machen die Abrechnung sehr komplex.“

„Für steuerbare Erzeuger, Speicher und Verbraucher können dynamische Netzentgelte positiv wirken. Denn der Lastfluss kann zeitlich verlagert werden, um Netzgebühren zu optimieren. Das ist sicherlich sinnvoll. Die künftige Ausgestaltung sollte sich daran orientieren, den quantifizierten Nutzen für das Netz den Flexibilitäten zur Verfügung zu stellen. Denn eigentlich hätte ja der Ausbau finanziert werden müssen.“

„Großverbraucher wie die energieintensive Industrie hatten Vorteile durch das Grundlastprivileg. Ebenso wurde der Leistungspreis auf die tatsächlich maximale Leistung pro Zeiteinheit bezogen. Dies soll nun durch die Vereinbarung eines festgelegten und bepreisten Kapazitätspreises erfolgen. Ungenutzte Kapazitäten im Netz können so für andere Verbraucher genutzt werden. Eine temporäre Überschreitung bis zur Leistung vom Anschlusspunkt bleibt möglich, wird aber durch einen Preisaufschlag ‚bestraft‘. Innerhalb des vereinbarten Fensters bleibt der Anreiz für flexiblen Verbrauch erhalten, indem Strom zu günstigen Zeiten verbraucht werden kann, ohne zusätzliche Netzgebühren entrichten zu müssen.“

„Die AgNes-Reform markiert einen Paradigmenwechsel im deutschen Strommarktdesign: Netzentgelte werden erstmals nicht mehr primär als verbrauchsabhängige Umlage verstanden, sondern zunehmend als Kapazitäts- und Infrastrukturpreise. Damit verschiebt sich die Logik von der reinen Kilowattstunden-Belastung hin zur Finanzierung von Vorhaltung, Netzstabilität und Flexibilitätssteuerung. Das ist eine sehr grundlegende Veränderung, die kaum bezüglich der Auswirkungen beurteilt werden kann.“

„Prosumer-Modelle werden durch höhere Grundpreise beim Netzentgelt geschwächt. Wind und PV-Projekte werden riskanter durch Netzentgeltbelastung nach Kapazität: Beispielsweise haben benachteiligte Windanlagen im Süden Deutschlands die gleichen Netzentgelte zu entrichten wie im Norden – bei geringeren Vollaststunden.“

„Die Speicher werden nicht mehr als netzdienlich betrachtet, sondern als Netznutzer in die Entgeltpflicht genommen. Das belastet ebenfalls die Investitionsbereitschaft. Industriebetriebe können einfacher Lastverschiebung realisieren und niedrige Strompreise nutzen. Andererseits besteht Unsicherheit zu Privilegien. Die Neuregelung ermöglicht lange Übergangsfristen bis 2031.“

„Der Zeitplan für AgNes zum 01.01.2029 erscheint realistisch. Die Einführung der dynamischen Netzentgelte für Speicher soll frühestens 2030, für Einspeiser 2032 und die möglichst vollständige Umsetzung bis etwa 2033 bis 2035 erfolgen. Die Bundesnetzagentur versucht damit einen ‚Soft Transition‘-Ansatz: Frühe regulatorische Planungssicherheit bei moderater Einführung der neuen Regulatorik. Das wäre zu begrüßen, birgt aber auch für langfristige Investitionsentscheidungen keine ausreichende Sicherheit.“