Stellungnahme
Rahmenfestlegung der Allgemeinen
Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) - Einspeiseentgelte
Langtitel, Beispiel: (Arial, 20 Pt, fett)
Referentenentwurf/ Regierungsentwurf
Gesetz zur Modernisierung der Netzentgeltstruktur
Bundesverband der Deutschen Industrie e.V.
Stand: 27.03.2026
Stellungnahme | BNetzA-Orientierungspunkte – Einspeiseentgelte
Inhaltsverzeichnis
Zusammenfassung..........................................................................3
Einleitung.........................................................................................4
1. Anreiz zur Systemdienlichkeit versus Weitergabe-Effekt in den Strommarkt...............................................................................5
2. Komplexität und Verwässerung ..............................................6
3. Verschlechterung der Rahmenbedingungen für Einspeiser.7
4. Quantifizierung und Nutzung von Alternativen......................8
Über den BDI....................................................................................9
Impressum 9
Stellungnahme | BNetzA-Orientierungspunkte – Einspeiseentgelte
Zusammenfassung
Prinzipiell hält der BDI die Beteiligung von Einspeisern an den Netzkosten für eine diskutable Option. Im Zentrum muss hierbei die Gewährleistung von Systemdienlichkeit sowie eine erhöhte Transparenz über den Einfluss von Einspeisern auf die Systemkosten stehen.
Die von der BNetzA skizzierten Einspeiseentgelte erachtet der BDI allerdings nicht als geeignetes Instrument zur Begrenzung der Netzkosten, da der Nutzen für Verbraucher aufgrund der erwartbaren Weitergabeeffekte über den Strompreis gering ist und mengenbezogene Entgelte zusätzliche Verzerrungen erzeugen würden. Kritisch gesehen werden zudem die steigende Komplexität und die Verwässerung der AgNes-Logik durch die Mischung von Finanzierungs‑ und Anreizkomponenten, die Fehlanreize und Volatilitäten begünstigen können
Unbedingt sollte die Einbeziehung der Netzkosten in Investitionsentscheidungen über regional differenzierte Baukostenzuschüsse (BKZ) erfolgen, um Systemeffizienz zu erhöhen, Standortentscheidungen zu verbessern und Netzausbaukosten zu senken. Bestandsanlagen dürfen im Sinne des Vertrauensschutzes nicht rückwirkend belastet werden.
Vor einer etwaigen Einführung sind in jedem Fall belastbare Quantifizierungen, Kosten‑Nutzen‑Analysen und Praxistests erforderlich, die einen dauerhaften, signifikanten Beitrag zur Senkung der Engpassmanagementkosten ohne Kostenweitergabe an Verbraucher nachweisen. Ziel muss sein, Kosten zu vermeiden, statt umzuverteilen und dabei die Systemeffizienz zu steigern.
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Einleitung
Die Bundesnetzagentur hat am 17.02.2026 ihr Diskussionspapier „Einspeiseentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA“ veröffentlicht. Darin skizziert sie ihre Ansätze für ein mögliches Einspeiseentgelt in der zukünftigen Netzentgelt-Systematik. Der BDI bedankt sich für die Möglichkeit der Konsultation und nimmt im Folgenden Stellung zu den Grundgedanken des Papiers. Ebenso bedanken wir uns für die Teilnahmemöglichkeit am Expertenworkshop der BNetzA zu Einspeiseentgelten am 20.02.2025 in Bonn. Die Eindrücke, die dort entstanden sind, flossen ebenso in diese Stellungnahme ein. Der BDI behält sich vor, weitere Punkte gegebenenfalls zu einem späteren Zeitpunkt im Rahmen der Diskussion zu AgNes und einer Gesamtschau der Vorschläge zur künftigen Systematik zu kommentieren.
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1. Anreiz zur Systemdienlichkeit versus Weitergabe-Effekt in den Strommarkt
Der BDI bedankt sich zunächst für die Aufarbeitung der Möglichkeiten von Einspeiseentgelten durch die BNetzA. Im Papier werden der Zielsetzung, damit einem weiteren Anstieg der Netzkosten entgegenzuwirken, die Risiken und Herausforderungen dieses Instrumentes gegenübergestellt. Die BNetzA versucht dabei, ihr Grundmodell möglichst sachgerecht auf Einspeiser zu übertragen und diskutiert auch viele Anregungen und Bedenken der Industrie ausgiebig Die Sichtweise der BNetzA wirkt allerdings zu sehr aus der Perspektive des Stromnetzes und zu wenig aus Sicht der Abnehmer gedacht. Im Ergebnis dieser Aufarbeitung verstärkt sich für den BDI auch deshalb der Eindruck, dass Einspeiseentgelte aufgrund der sich abzeichnenden Komplexität und der fraglichen Lenkungswirkung nicht das richtige Instrument zur Begrenzung der Netzkosten sind. Vor allem liegt dies aber am nun auch von der BNetzA so gesehenen Weitergabe-Effekt der Kosten insbesondere der Spitzenlastkraftwerke in den Strommarkt, die das Entgelt nur auf wenige Stunden umlegen könnten
Die BNetzA schreibt hierzu: „Der kostenentlastende Nutzen für Verbraucher ist wahrscheinlich beschränkt, da Entgelte entweder über den Markt (wenn mengenbezogen) oder über Fördersysteme (wenn kapazitätsbezogen) zu einem großen Teil über den Strompreis an Verbraucher bzw. über höhere Fördersummen an die Steuerzahler weitergereicht werden.“ Hier muss aus Sicht des BDI klar unterschieden werden. Während mengenbezogene Entgelte letztlichmarktverzerrend wirkenundsomit Ineffizienzfördern, führt dieEinbeziehungderNetzkosten in Investitionsentscheidungen,z.B.durch einenregional differenzierten BKZ, zu einer verbesserten Gesamtkosteneffizienz.
Die BNetzA schreibt weiter: „Mengenbezogene Entgelte (€/kWh) werden –bei unterstellter Wälzbarkeit – in voller Höhe auf den zunächst für alle Verbraucher gleichen Strompreis umgelegt. Dies kann gerade bei den stromintensiven Netznutzern – vorbehaltlich einer Regelung zu Industriestrompreisen – zu zusätzlichen finanziellen Belastungen führen, weil diese Verbraucher im Gegensatz zum Stromhandelspreis, der zunächst für alle gleich ist, aufgrundder Kostenwälzungim aktuellenSystem bereits niedrigere Netzentgelte zahlen, die durch Sonderregelungen z. B. für die stromintensive Industrie noch deutlich niedriger ausfallen können.“
Diesen Effekt hat der BDI ebenfalls in seiner Stellungnahme zum AgNesEckpunktepapier vom 27.06.2025 beschrieben, und weist hier nochmals auf die grundlegende Relevanz dieses Punktes hin: Unsere zentrale Forderung ist sowohl eine systemdienlichere Betriebsweise ohne verzerrende
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Arbeitseinspeiseentgelte als auch eine systemdienlichere Ansiedlung von fluktuierenden Einspeisern, um damit übermäßigen Netzausbau und Netzbetriebskosten zu vermeiden. Dies kann bspw. durch eine Beteiligung an den Kosten für die angeschlossene Kapazität über einen BKZ geschehen. Insgesamt geht es um Kostenvermeidung und eine sachgerechte Zuordnung der Netzkosten für mehr Systemeffizienz
Gäbe es den beschriebenen Weitergabe-Effekt nicht, wäre die Beteiligung der Einspeiser an den Netzkosten durch eine Finanzierungs- und Anreizfunktion eine durchaus diskutable Option. Neben der Anregung von Systemdienlichkeit würde so auch der Einfluss der Einspeiser auf die Systemkosten transparent dargestellt.
Aus Sicht des BDI würden allerdings auch im von der BNetzA entworfenen Ansatz die Einspeiseentgelte in Richtung Verbraucher weitergegeben, sodass dies die Sinnhaftigkeit des Instrumentes konterkariert, dafür aber viele Unwägbarkeiten für alle Stakeholder ausgelöst würden. Somit bleibt der BDI bei seiner skeptischen Haltung gegenüber Einspeisenetzentgelten, die bereits in der Stellungnahme zum AgNes-Eckpunktepapier vom 27.06.2025 formuliert wurde
2. Komplexität und Verwässerung
Die BNetzA plant, bei den Einspeisenetzentgelten sowohl die Finanzierungsals auch die Anreizfunktion anzusetzen, hierbei aber wiederum Spezifikationen für Einspeiser vorzunehmen So soll das Kapazitätsentgelt auf die vertraglich vereinbarte Netzanschlusskapazität bezogen und auf die Arbeitspreiskomponenten verzichtet werden. Auch eine Verrechnung von Redispatch-Zahlungen mit dem geplanten dynamischen Einspeisenetzentgelt ist angedacht. All dies würde das zukünftige Netzentgeltsystem deutlich verkomplizieren und fragmentieren, was nicht im Sinn des AgNes-Grundgedankens sein kann.
Weiterhin wird die bei der Vorstellung des Grundmodells sehr strikte Unterscheidung von Finanzierungs- und Anreizfunktion in Bezug auf die Einspeiseentgelte anscheinend weniger konsequent gehandhabt. So schreibt die BNetzA: „Durch Entgeltkomponenten mit Anreizfunktion können aber auch Finanzierungsbeiträge erzielt werden (nachrangige Finanzierungsfunktion). Dies erfolgt insbesondere dann, wenn das über das Preissignal in der Entgeltkomponente angereizte Verhalten nicht oder nicht vollständig eintritt und stattdessen Investitions- bzw. Einsatzentscheidung entgegen dem Preissignal der Netzentgeltkomponente mit Anreizfunktion getroffen werden.“ Oder auch: „Sofern die Erlöse aus den dynamischen Arbeitspreisen und dem
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Baukostenzuschuss bereits ausreichende Finanzierungsbeiträge leisten, prüft dieBundesnetzagentur,obundwannaufdieErhebungvonKapazitätspreisen verzichtet werden kann.“
Diese Haltung sieht der BDI kritisch: Zum einen sollte die Finanzierungsbzw. Anreizwirkung im Sinne eines stringenten Systems nicht verwässert werden. Zum anderen sollte die BNetzA nicht einfach in Kauf nehmen, dass die Anreizwirkung ins Leere läuft und die Netzkosten damit nur umverteilt werden.
Auch das Risiko von ungeplanten Fehlanreizen im Zusammenhang mit dem Engpassmanagement wie z.B. einer Übersteuerung aufgrund falscher Parametrierung, die Volatilitäten sogar verstärken und Gesamtkosten erhöhen könnte, muss vermieden werden.
3. Verschlechterung der Rahmenbedingungen für Einspeiser
Die BNetzA wirft ebenso mit folgender Formulierung einige Fragen auf: „Dynamische Einspeiseentgelte sollten grundsätzlich für alle Einspeiser verpflichtend sein, um eine adverse Selektion zu vermeiden. Dabei sind die Notwendigkeit einer Vorzeichengerechtigkeit (symmetrische Preissignale) und –wie auch bei den Einspeiseentgelten zur Finanzierungsfunktion – die Frage der Erhebung bei Bestands- vs. Neuanlagen (mit Fokus auf Diskriminierungsfreiheit und Vertrauensschutz) zu diskutieren.“
Der BDI nimmt in diesem Bezug die mit Einspeiseentgelten verbundenen Probleme für die Betreiber von Erneuerbare Energien (EE)-Anlagen wie von Kraftwerken sehr ernst Aus deren individueller Sicht müssten sie den neuen Kostenblock des Kapazitätsentgeltes (Finanzierungsfunktion) refinanzieren und Risikoaufschläge für das kaum kalkulierbare dynamische Netzentgelt (Anreizfunktion) einpreisen. Beides würde zu Investitionsrisiken, steigenden Finanzierungskosten und letztendlich teureren Stromprodukten führen. Sofern Förderregime dies nicht auffangen, würde auch eine Verlagerung von Erzeugung ins Ausland und steigende Importmengen unterstützt. All diese Effekte würden über einen erhöhten Großhandelspreis, teurere PPAs und unnötig hohen Kosten für einen Kapazitätsmarkt wieder bei den Verbrauchern ankommen.
In diesem Zusammenhang warnt der BDI ebenfalls vor einem nachträglichen Eingriffin den Vertrauensschutzfür bestehende Anlagen,unabhängig davon, ob diese im Rahmen eines Fördersystems oder frei finanziert errichtet wurden. Die Gründe für eine Ungleichbehandlung von PV-Anlagen abhängig davon,obdiesefreifinanziertoderEEG-geförderterrichtetwurden,erschließen
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sich nicht Auch wenn dies über eine rein juristische Herleitung möglich sein sollte, sollte die Einführung von Einspeiseentgelten für Bestandsanlagen unbedingt unterlassen werden.
4. Quantifizierung und Nutzung von Alternativen
Bevor eine Entscheidung zur Einführung von Einspeiseentgelten getroffen werden kann, muss eine Quantifizierung erfolgen. Sie sollte dazu beitragen, dass Auswirkungen auf das Stromnetz, den Strommarkt und die Versorgungssicherheit sowie auf die Wirtschaftlichkeit individueller Erzeuger über den Jahresverlauf und zwischen unterschiedlichen Engpassregionen zuverlässiger eingeschätzt werden können. Solche Erkenntnisse lassen sich auch im Rahmen von Praxistests und Erprobungen im abgegrenzten Rahmen gewinnen, analog zum Vorgehen der BNetzA bei den Pilotprojekten zu Industrienetzentgelten. Dabei ist eine sorgfältige und ergebnisoffene Evaluierung notwendig, bevor eine neue Systematik flächendeckend ausgerollt wird.
Dynamische Einspeiseentgelte sollten demnach nur eingeführt werden, wenn sich im Zuge der Quantifizierung, Kosten-Nutzen-Analyse und Praxistests ein dauerhafter und langfristig signifikanter Mehrwert zur Senkung der Engpassmanagementkosten ergibt und sichergestellt wird, dass die Kosten der Einspeisernichtüber die StrompreiseanVerbraucherweitergegebenwerden.
Solange dies nicht nachgewiesen werden kann, sollten aus Sicht des BDI einfachere und verlässlicher wirkende Instrumente zur Sicherstellung der Systemdienlichkeit von Einspeisern genutzt werden Die Anlagen sollten einen kalkulierbaren Anreiz erhalten, sich netzorientierter anzusiedeln und zu verhalten, und damit Redispatch-Kosten zu vermeiden.
Auch regional und nach Technologie differenzierte BKZ hält der BDI grundsätzlich für ein geeignetes Standortsignal für neue Erzeugungsanlagen, insbesonderefürEE-Anlagen.DerSchlüsselzurSenkungderNetzausbaukosten liegt in einer netzdienlicheren Ansiedlung von EE-Anlagen und Speichern. Ein BKZ kann positiv zu dieser netzdienlichen Standortwahl beitragen und wäre auch gegenüber klassischen Verbrauchern gerecht, da diese bereits BKZ-pflichtig sind. Ein weiterer Vorteil wäre die im Vergleich zu Einspeiseentgelten einfachere Implementierung. Zu beachten wäre dabei allerdings, dasssicheinegesteuerteNachfragestrukturnichtnegativaufdieNetzplanung sowie die Wettbewerbsfähigkeit von Technologien auswirkt, die Flexibilität bereitstellen können. Er darf insbesondere steuerbare Leistung wie Kraftwerke nicht benachteiligen. Ein BKZ muss dabei planbar und transparent sein.
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Über den BDI
Der BDI transportiert die Interessen der deutschen Industrie an die politisch Verantwortlichen. Damit unterstützt er die Unternehmen im globalen Wettbewerb. Er verfügt über ein weit verzweigtes Netzwerk in Deutschland und Europa, auf allen wichtigen Märkten und in internationalen Organisationen. Der BDI sorgt für die politische Flankierung internationaler Markterschließung. Underbietet InformationenundwirtschaftspolitischeBeratung füralle industrierelevanten Themen. Der BDI ist die Spitzenorganisation der deutschen Industrie und der industrienahen Dienstleister. Er spricht für 40 Branchenverbände und mehr als 100.000 Unternehmen mit rund acht Mio. Beschäftigten. Die Mitgliedschaft ist freiwillig. 15 Landesvertretungen vertreten die Interessen der Wirtschaft auf regionaler Ebene.
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