Stellungnahme
Rahmenfestlegung der Allgemeinen
Netzentgeltsystematik Strom (AgNes)
Langtitel, Beispiel: (Arial, 20 Pt, fett)
Referentenentwurf/ Regierungsentwurf
Gesetz zur Modernisierung der Netzentgeltstruktur
Rahmenfestlegung der Allgemeinen
Netzentgeltsystematik Strom (AgNes)
Bundesverband der Deutschen Industrie e.V.
Langtitel, Beispiel: (Arial, 20 Pt, fett)
Referentenentwurf/ Regierungsentwurf
Stand: 27 06 2025
Gesetz zur Modernisierung der Netzentgeltstruktur
Stellungnahme zum BNetzA-Diskussionspapier AgNes
Inhaltsverzeichnis
Einleitung ..........................................................................................3
1. Grundsätzliches 4
2. Verbreiterung der Kostenträgerbasis für die Netznutzung: Sollen sich auch Einspeiser an der Finanzierung der Netzkosten beteiligen? 7
a. Einführung von Einspeiseentgelten.............................................7
b. Einführung eines Baukostenzuschusses (BKZ) als Ergänzung oder Alternative zum Einspeiseentgelt 11
3. Netzentgeltkomponenten: Mit welchen Preiselementen soll die Netznutzung abgerechnet werden?.................................................13
a. Einführung eines verpflichtenden Grundpreises .......................13
b. Netzentgeltkomponenten: Ersatz des Leistungspreises durch einen Kapazitätspreis 14
4. Dynamische Netzentgelte: Welche zeitliche und regionale Auflösung sollen Netzentgelte haben? 15
5. Bundeseinheitliche Netzentgelte: Vereinheitlichung der Netzentgelte auch auf Verteilernetzebene? ....................................18
6. Speicherentgelte: Wie soll das zukünftige Entgeltregime für mobile und stationäre Speicher aussehen? 19
7. Weitere Anpassungsoptionen? 20
a. Kostenstellen: Lassen sich Netz- und Umspannebenen zusammenfassen?..........................................................................20
Über den BDI 21
Impressum 21
Stellungnahme zum BNetzA-Diskussionspapier AgNes
Einleitung
Die Bundesnetzagentur hat am 12.05.2025 ihr Diskussionspapier „Rahmenfestlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes)“ veröffentlicht. Darin skizziert sie ihre Ideen und Ansätze für eine Neustrukturierung der Netzentgelte. Dies wird nötig, da die Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) Ende 2028 ausläuft und europarechtlich an die Elektrizitätsbinnenmarkt-Richtlinien angepasst werden muss. Darüber hinaus hat die Energiewende neue Anforderungen an einen effizienten Netzbetrieb ausgelöst, die sich auch in den Netzentgelten darstellen sollen.
Das Papier ist Basis für einen grundlegenden Diskussionsprozess, den der BDI ausdrücklich unterstützt. Alle Themen werden substanziell und ergebnisoffen diskutiert. Es besteht genügend zeitlicher Vorlauf und alle Stakeholder werden einbezogen. Auch das entwickelte Zielbild mit seinen vier Dimensionen Kostenorientierung, Finanzierungsbeteiligung, Anreizfunktion und Umsetzbarkeit wirkt durchdacht und vollständig.
Aus Industriesicht kommen allerdings diese Punkte im Papier bisher zu kurz:
• Der Einfluss der Netzentgelte auf die internationale Wettbewerbsfähigkeit wird ausgeblendet. Diese stellen aber einen maßgeblichen Kostenbzw. Risikofaktor für Standortentscheidungen dar.
• Das Potenzial industrieller Flexibilität wird über- und dessen Kosten unterschätzt.
• Die Komplexität und damit der Umsetzungsaufwand der derzeitigen und möglichen neuen Regelungen wird unterschätzt.
• Beispielrechnungen zu den aufgebrachten Ideen wären hilfreich. So würdez.B.eineVergleichsmöglichkeitvonPreisblätterneineseriöseFolgenabschätzung unterstützen.
• Es braucht eine schnelle Einengung der diskutierten Vorschläge, um keinen Investitionsattentismus bei Verbrauchern, Kraftwerken, Speicheretc. auszulösen. Solange dieses Verfahren schwebend bleibt, sind diese Investitionen nicht kalkulierbar.
Der BDI wird den Diskussionsprozess aktiv und konstruktiv begleiten. In diesem Zusammenhang bedanken wir uns für die Möglichkeit eines ImpulsStatements im Auftakt-Workshop zu AgNes und sehen diese Veranstaltung als gelungenen Start für einen weiteren kollegialen Austausch.
Bundesverband der Deutschen Industrie e.V
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Stellungnahme zum BNetzA-Diskussionspapier AgNes
1. Grundsätzliches
DiejetzigeNetzentgelt-SystematikentsprichtnochdemzentralenSystemmit regelbarem Stromfluss in eine Richtung vom Stromproduzenten zum -verbraucher. Die künftige Systematik muss dagegen ein dezentrales Verteilungssystem mit fluktuierendem Stromfluss in alle Richtungen abbilden, bei dem auch die Produzenten- und Verbraucherrolle wechseln kann.
Dabei darfdieneueSystematik abernichtnuraufdas Zielsystemin 20Jahren optimiert werden, wenn das Stromsystem digitalisiert, dezentralisiert und ohne Leitungsengpässe funktioniert. Es muss genauso den Herausforderungen derÜbergangszeit Rechnungtragen.Somit solltees Elemente eines zentralen und dezentralen Systems beinhalten, die je nach Tempo und Veränderungscharakter angepasst werden können.
Vor diesem Hintergrund bietet AgNes die Chance, eine nicht mehr zur heutigen Realität passende Netzentgeltberechnung mit einigen Fehlanreizen in eine mit der Energiewende kompatible und in sich stimmige Systematik zu bringen.
AgNes muss ebenso zu mehr Planungssicherheit führen. In diesem Zusammenhang fordert der BDI auch die zeitliche und inhaltliche Abstimmung der einzelnen Netzentgelt-Reformpakete und -bestimmungen (AgNes, Individuelle Netzentgelte, Vermiedene Netzentgelte, Singuläre Netzentgelte, §14a EnWG) ein. Bisher weisen diese Pakete unterschiedliche Fristen und Implementierungszeitpunkte auf, teilweise vor der eigentlichen Grundlagenreform AgNes. Sollte diese Herangehensweise inkompatible Rahmenbedingungen erzeugen, würde das weitere Unsicherheit mit dementsprechender Verzögerung industrieller Elektrifizierung bedeuten. Auch die Sprengkraft der EuGH-undBGH-UrteilezuKundenanlagenalsRisikov.a.für Industrienetze darf hierbei nicht unterschätzt werden
In diesem Zusammenhang ist auch eine Abstimmung mit der Bundesregierung und der EU-Kommission zu deren netzentgeltrelevanten Vorhaben wichtig (Senkung der Netzentgelte durch staatliche Zuschüsse, Unterstützung energieintensiver Verbraucher ohne Flexibilisierungspotenzial, EURahmen Netzentgeltsystematik).
AuchsolltendieBesonderheitenindustriellerNetzeundVerbraucherimVergleichzurkommunalenVersorgungberücksichtigtwerden.Dieseunterscheiden sich hierbei mit Blick auf Flexibilitätspotenziale, Kundenstruktur und
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Betriebdeutlich.WichtigePunkteindiesemBezugsindhierdieSummierung von Entnahmestellen bei der Entgeltbildung, die eingeschränkte Sinnhaftigkeit und Wirtschaftlichkeit industrienaher Stromspeicher, sowie die abnehmende Rolle industrieller Eigenerzeugung mit KWK.
Ebenso sollten für die (teil-)öffentliche Ladeinfrastruktur Netzanschlusskosten (BKZ) und Entgelthöhe wirtschaftlich attraktiver werden. Netzdienlich gehaltene Lastspitzen dürfen dabei nicht zu prohibitiven Preisen führen. Für die private Ladeinfrastruktur muss künftig gelten, dass markt-, netz- und systemdienliches Verhalten angereizt und bidirektionales Laden regulatorisch ermöglicht wird, um die Potenziale haushaltsnaher Flexibilitäten für das Energiesystem zu erschließen.
Für die Entwicklung der neuen Netzentgeltsystematik legt der BDI grundsätzlich folgende Kriterien an:
• Planbarkeit
Die regulatorische Unsicherheit verhindert aktuell Investitionen in Transformation/Elektrifizierung. Eine Netzentgeltsystematik, bei der Netzkosten für Verbraucher kaum noch kalkulierbar sind, wäre nicht förderlich.
• Handhabbarkeit
Die Netzentgeltberechnung ist über die Jahre sehr kompliziert geworden. Dieserzeugt aufSeitenderNetzbetreibersowiederVerbraucherkostenträchtigen Mehraufwand, eine Vielzahl an Ausnahmeregelungen und oft Unverständnis für die Höhe und Berechnungsgrundlagen der Netzentgelte. Diese Systematik muss deutlich vereinfacht werden, was Bearbeitungskosten senken sowie die Akzeptanz für die Netzentgelte steigern würde. Individuelle Konstellationen, die einer gewissen Komplexität bedürfen, sollten allerdings abgebildet werden können.
• Kosteneffizienz
Netzentgelte als staatlich reglementierte Preiselemente müssen kosteneffizient erhoben werden. Dies bedeutet, dass ihr Fokus auf der technischen und finanziellen Optimierung des Netzes liegen muss. Sie dürfen ausschließlich die Kosten der Stromnetzinfrastruktur abbilden und müssen zu den volkswirtschaftlich geringsten Kosten umgelegt werden. Neben dieser operativen Kosteneffizienz spielt aus volkswirtschaftlicher Sicht aber v.a. ein kosteneffizienterNetzausbau die entscheidende Rolle.Entstehenhierkeine unnötigen
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Kostenbelastungen, müssen diese auch nicht über die Netzentgelte weitergegeben werden.
Für die Verbraucher ist es allerdings noch wichtiger, dass sich durch die Netzentgeltreform deren individuelle Kostenbelastung nicht steigert. Gerade für die Industrie ist dieser Blickwinkel entscheidend, da internationale Wettbewerbsregionen die Kostenbelastung der durch die Energiewende getriebenen Netzentgelte nicht aufweisen. Eine volkswirtschaftlich noch so optimale Einpreisung der Netzkosten ist aus industrieller Sicht also immer durch die Kostensituation im internationalen Vergleich limitiert. Diesen Sachverhalt muss auch der AgNes-Prozess berücksichtigen.
• Verursacherprinzip
Ein überzeugender roter Faden für die Adressierung von Netzkosten wäre die konsequente Beachtung des Verursacherprinzips. Hierbei sollten folgende Gruppen unterschieden werden:
Klassische Verbraucher: Zu Beginn der Energiewende bestand bereits eine ausgebaute Strominfrastruktur, die bis heute Netzstabilität garantiert. Minimale Stromausfallzeiten und eine funktionierende Frequenzhaltung sind wichtige Standortvorteile. Eine bedarfsorientierte Stromproduktion mit Anreizen zur gleichmäßigen Stromabnahme (Atypik, Bandlast, etc.) ermöglichte ein freies Abnahmeverhalten der Verbraucher. Die Industrie hat auf dieser Grundlage in ihre Produktionsanlagen investiert und ihre Geschäftsmodelle entwickelt.
Energiewendebedingte Verursacher: Mit der Energiewende erzeugen Erneuerbare Energie-Anlagen nun aber immer mehr zusätzlichen Netzausbaubedarf und Netzbetriebskosten (v.a. Redispatch). Technisch gesehen sind die Verursacher zusätzlicher Netzkosten demnach v.a. Wind- und PhotovoltaikAnlagen, die das Netz durch fluktuierende Einspeisung zusätzlich belasten. Auch Prosumer und neue Verbraucher durch E-Mobilität, Wärmeanwendungen und Energiespeicher führen zu zusätzlichem Netzausbau, können diesen durch eine netzdienliche Ansiedlung bzw. Fahrweise aber auch verringern.
• Freiwilligkeit
Die Kosten für die Energiespeicherung (und damit die Möglichkeit der jederzeitigen Versorgung mit Strom) waren bisher ein Teil der lagerbaren fossilen Brennstoffe. Diese Funktion müssen nun immer stärker Flexibilitätsoptionen (Energiespeicher, Lastmanagement, Netzausbau) erfüllen. Damit wird die
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Gewährleistung der Versorgungssicherheit auch immer mehr aus der Energiewirtschaft heraus zu den Verbrauchern verlagert.
Wenn klassische Verbraucher diese Stabilitätsdienstleistungen erbringen sollen, ist dies im Rahmen der technischen Möglichkeiten machbar, wenn die Netzbetreiber den neuen Akteuren überzeugende Angebote auf freiwilliger Basis machen. Wenn sie aber auf Grundlagevon Ordnungsrecht oderansonsten drohenden Kostensteigerungen erbracht werden sollen, verändert sich die Situation:
In diesem Moment würde aus Entscheidungsfreiheit ein Pflicht- oder Vermeidungsverhalten Dies wäre problematisch, da nicht alle Prozesse Flexibilität bereitstellen können. Hier spielen technische sowie (umwelt)rechtliche Faktoren neben wirtschaftlichen eine große Rolle. Auch externe Eingriffe in die Produktion sind aus Sicherheitsgründen ganz zu unterlassen.
Im Sinneder Akzeptanz fürdieEnergiewende und des Erhalts der wirtschaftlichen Leistungsfähigkeit sollte der Einbezug von klassischen Verbrauchern zur Erbringung von Flexibilitätsdienstleistungen deshalb auf freiwilliger Basis geschehen, und durch Anreize sowie den Abbau regulatorischer Hemmnisse ausgelöst werden. V.a. für Verbraucher ohne Flexibilisierungspotenzial darf in diesem Bezug kein Druck entstehen. Diese Gruppe muss weiterhin mit plan- und kalkulierbaren Netzentgelten arbeiten können
Im Folgenden wird nun auf die einzelnen Leitfragen des Diskussionspapiers eingegangen. DieErörterungsfragen werden nicht umfassendbeantwortet,da einige v.a. im Organisationsbereich der Netzbetreiber liegen.
2. Verbreiterung der Kostenträgerbasis für die Netznutzung: Sollen sich auch Einspeiser an der Finanzierung der Netzkosten beteiligen?
a. Einführung von Einspeiseentgelten
Die Beteiligung von Einspeisern an den durch sie entstandenen Netzkosten entspricht zunächst einmal dem Verursacherprinzip und ist damit naheliegend. Hierbei ist es aber wichtig, die Zusammenhänge genau zu analysieren:
• Unterscheidung in regelbare und netzbelastende Einspeiser
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Nicht jeder Einspeiser erzeugt Netzkosten. Auf viele Erzeugungsanlagen ist die Netzinfrastruktur ausgelegt, und je nach Einspeiseverhalten können diese auch Netzentgelte vermeiden. Eine Beteiligungspflicht an den Netzkosten sollte deshalb auf diejenigen Anlagen beschränkt werden, die nachweislich höhere Netzkosten verursachen. Diese sind aus Sicht des BDI Wind- und Photovoltaikanlagen mit ihrer fluktuierenden Einspeisung, nicht aber regelbare Kraftwerke, die die EE-Anlagen bereits jetzt ausgleichen und damit zur Netzstabilität beitragen. Aber auch hier schwankt deren Kostenwirkung je nach Standort, Netzauslastung und Netzausbauphase deutlich. Diese Unterscheidungsmöglichkeit wäre allerdings aus regulatorischer Sicht mit Blick auf Markt- und Technologieneutralität problematisch.
• Vertrauensschutz
Bestandsanlagen haben ihr Geschäftsmodell ohne Einspeisenetzentgelte kalkuliert. Für diese Anlagen wäre eine nachträgliche Entgeltpflicht ein einschneidender Eingriff in ihren Betrieb und sollte deshalb aus Gründen des Vertrauensschutzes unterlassen werden.
• Marktliche Kostenweitergabe
Einspeiser stehen am Beginn der Wertschöpfungskette im Strommarkt, sodass sie die Kosten aus Netzentgelten immer an deren Kunden weitergeben werden. Der Großhandelspreis wird also steigen, womit Netzkosten in den Strommarkt verlagert werden. Damit zahlen die klassischen Verbraucher weiterhin die energiewendebedingten Netzkosten. Gerade hier ist eine genaueAnalysevonEffektenaufdenStrommarktundaufdie Endkundenpreise unabdingbar. Netzkosten sollten aber nicht nur in den Markt umverteilt, sondern tatsächlich gesenkt werden und die Einsparung damit auch allen Verbrauchern zugutekommen. Hierfür wäre eine bessere Datenbasis und Beispielrechungen zur Beurteilung hilfreich.
• Zielsetzung Systemdienlichkeit
Für den BDI ist in dieser Hinsicht nicht die Netzentgeltpflicht von Einspeisern entscheidend, sondern deren Systemdienlichkeit (kombinierte Netz- und Marktorientierung) V.a. Wind- und Photovoltaikanlagen müssen veranlasst werden, sich an netzdienlicheren Standorten anzusiedeln und ihren Strom regelbarer einzuspeisen. Dieses Ziel erscheint mit anderen Mitteln besser erreichbar zu sein.
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Aufgrund der sich abzeichnenden Komplexität der Etablierung von Einspeisenetzentgelten und der fraglichen Lenkungswirkung steht der BDI Einspeiseentgelten skeptisch gegenüber.
Fragen zur Erörterung im Rahmen des Verfahrens:
• Ist Netzeinspeisung eine Form der Netznutzung, die mit Einspeiseentgelten an der Finanzierung der Netzkosten beteiligt werden sollte?
Grundsätzlich ist es im Sinne des Verursacherprinzips, auch Einspeiser, die Netzkosten verursachen, an deren Finanzierung zu beteiligen. Es ist aber fraglich, ob Einspeisenetzentgelte hierfür der richtige Weg sind.
Da die Netzkosten mittel- bis langfristig vollständig von den Verbrauchern bezahlt werden müssen, erscheinen Einspeiseentgelte nicht als taugliches Mittel, die Finanzierung der Netzkosten zu verbreitern.
Da, woEinspeisenetzentgelteeine nachgewiesene Lenkungswirkung entfalten, könnten sie sinnvoll sein.
Welche Auswirkungen auf den Strommarkt werden gesehen?
Einspeiseentgelte werden als zusätzlicher Kostenfaktor in die Gebote am Strommarkt eingepreist und damit an die Stromvertriebe in Form von steigenden Beschaffungskosten weitergegeben werden. Der Großhandelspreis würde gerade bei Arbeitsentgelten direkt ansteigen, wenn diese von einem preissetzenden Kraftwerk eingepreist werden. Solange dies von günstigeren Stromproduzenten geschieht, sinkt deren Deckungsbeitrag, es kommt dabei aber nicht zu einer unmittelbaren Auswirkung auf den Strompreis. Dies führt bei EEG-Anlagen allerdings zu einer höheren staatlichen Finanzierungsnotwendigkeit und damit zu größeren Belastungen für den Staatshaushalt. Bei PPAs wiederum wird deren Vermarktungspreis um die Kosten der Einspeiseentgelte ansteigen Auch leistungsbasierte Entgelte inklusive zusätzlicher Risikoaufschläge würden v.a. über die Gebote bei EE-Anlagen und Gaskraftwerken eingepreist werden.
Als Folge würden die Netzentgelte für die Verbraucher zwar sinken, die Beschaffungskosten aber in ähnlicher Größenordnung steigen. Damit käme es nur zu einer Umverteilung der Netzkosten, nicht aber zu einer Senkung. Im schlechtesten Fall würden die Beschaffungskosten für
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Unternehmen, die von Netzentgeltentlastungen profitieren, steigen, ohne dass deren Netzkosten weiter fallen können. Um diese qualitative Einschätzung aber fundierter bewerten zu können, wäre auch hier eine bessere Datentransparenz sinnvoll.
• Wären Einspeiseentgelte auch ein geeignetes Instrument der Standortsteuerung?
Einspeiseentgelte wären dann ein Instrument zur Standortsteuerung, wenn diese regional unterschiedlich wären, und ein Projektierer mehrere Standorte in Regionen mit unterschiedlich hohen Netzentgelten zur Auswahl hätte. In diesem Fall wäre es wahrscheinlich, dass der Standort mit niedrigeren Netzentgelten gewählt wird Da eine Standortentscheidung aber von wesentlich mehr Faktoren als den Netzentgelten abhängt und der Projektierer nicht davon ausgehen kann, dass Anreize durch Einspeiseentgelte im Zeitverlauf konstant bleiben, kann diese Lenkungswirkung aber hinter andere Faktoren zurücktreten
• An welchen Kosten sollten sich Einspeiser über Einspeiseentgelte beteiligen?
o An bestimmten Kosten z. B. für Redispatch, Regelenergie und/ oder den Kosten für Verlustenergie?
Eine einfache Form von Einspeiseentgelten wäre die regionalspezifische Umlage von Redispatch-Kosten auf neue Wind- und Photovoltaik-Anlagen bzw. die Abschmelzung der Redispatch-Vergütung (Entschädigung)fürneueEE-Anlagen.HierdurchhättendieAnlagen einen Anreiz, diese Kosten zu vermeiden und würden sich netzorientierter ansiedeln bzw. verhalten. Ein neuer Einspeiseentgelt-Mechanismus wäre damit unnötig.
o An den Mehrkosten aus der EE-Integration, die z. B. durch den Mechanismus der Festlegung zur EE-Kostenwälzung festgestellt werden könnten?
Es wäre im Sinne des Verursacherprinzips, dass EE-Anlagen auch die von ihnen ausgelösten Kosten und damit die EE-Kostenwälzung finanzieren.
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o Oder sollten sich Einspeiser wie Letztverbraucher über ein allgemeines Netzentgelt an der Finanzierung der Netzkosten uneingeschränkt beteiligen?
Von einem allgemeinen Netzentgelt würde keine Anreizwirkung einer netzdienlichen Ansiedlung oder Betriebes ausgehen, sondern die Kosten nur pauschal umverteilt. Durch die Weitergabemöglichkeit an die Endkunden würden damit Netzkosten nur in den Strommarkt verlegt werden, und im Endeffekt wieder von den klassischen Verbrauchern getragen werden.
Weiterhin wären dann auch regelbare Einspeiser wie Kraftwerke oderKWK-Anlagenbetroffen,dieaufgrundihrer Reaktionsmöglichkeit keine zusätzlichen Netzkosten verursachen. Gerade für Industriekraftwerke wäre dies ein Problem.
Auch wäre ein Einspeiseentgelt für Eigenversorger mit räumlichem Zusammenhang problematisch.Dies würde zur Investitionsunsicherheit beitragen und zum Rückgang von Eigenstromkonzepten führen.
Es darf zudem keine Doppelbelastung von Bezugs-Netzentgelten und Einspeise-Netzentgelten geben. Wenn ein Unternehmen z.B. zeitweise 10 MW einspeist und zu anderen Zeiten 15 MW bezieht, darf es nicht sowohl für 10 MW Einspeisung als auch für 15 MW Bezug voll zahlen, sondern sollte anteilig betrachtet werden.
In diesem Zusammenhang würde auch eine erklärungsbedürftige Situation entstehen: Anlagen, die bisher noch vermiedene Netzentgelte erhalten, wären gleichzeitig, oder nach Auslaufen dieser Regelung netzentgeltpflichtig.
b. Einführung eines Baukostenzuschusses (BKZ) als Ergänzung oder Alternative zum Einspeiseentgelt
Der BDI hält regional differenzierte Baukostenzuschüsse grundsätzlich für ein geeignetes Standortsignal für neue EE-Anlagen. Der Schlüssel zur Senkung der Netzausbaukosten 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
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wäre dabei allerdings, dass sich eine gesteuerte Nachfragestruktur nicht negativ aufdieNetzplanung sowiedieWettbewerbsfähigkeit vonTechnologien auswirkt, die Flexibilität bereitstellen können. Ein BKZ muss dabei aber planbar und transparent sein.
Fragen zur Erörterung im Rahmen des Verfahrens:
• Wären Baukostenzuschüsse eine geeignete Ergänzung oder eine sinnvolle Alternative der Beteiligung von Einspeisern an der Finanzierung der Netzkosten?
Baukostenzuschüsse wären eine sachgerechte Alternative für die Beteiligung der Einspeiser an den Netzkosten. Sie wären auch gegenüber klassischen Verbrauchern gerecht, da diese bei neuen Netzanschlüssen bereits BKZ-pflichtig sind.
• Welche Auswirkungen auf den Strommarkt werden gesehen?
Da diese Kosten zu den Investitionen gezählt werden und der Strommarkt v.a. Betriebskosten einpreist, hätten BKZ weniger Einfluss auf die Strompreisbildung als Einspeiseentgelte. BKZ würden aber die Gebote bei Ausschreibungen von EEG-Anlagen und Gaskraftwerken oder die PPA-Preisbildung erhöhen.
• Wären Baukostenzuschüsse auch ein geeignetes Instrument der Standortsteuerung?
BKZ würden als Einmalzahlung v.a. auf die Investitionsentscheidung wirken und wären automatisch je nach Netzanschlusssituation unterschiedlich.EinenetzdienlicheAnsiedlung würdemit diesem Instrument also sicherlich angereizt werden.
• Was wären geeignete Bemessungsgrundlagen für die Quantifizierung von Baukostenzuschüssen?
Als Bemessungsgrundlage sollten die realen Kosten für den Netzanschluss bzw. die daraus resultierenden absehbaren Mehrkosten für den Netzausbau und -betrieb dienen.
• Sollten Baukostenzuschüsse für Einspeiser in Anlehnung an die sogenannte EE-Kostenwälzung auf Netzgebiete beschränkt werden,
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in denen die Einspeisung der wesentliche Treiber für Netzausbaukosten ist?
Baukostenzuschüsse sollten grundsätzlich für alle Ein- und Ausspeiser gelten, können aber in Gebieten, in denen die Einspeisung keine Netzkosten verursacht, minimal sein.
3. Netzentgeltkomponenten: Mit welchen Preiselementen soll die Netznutzung abgerechnet werden?
Die Bundesnetzagentur hat in ihrem Diskussionspapier neben dem gängigen Leistungs- und Arbeitspreis auch eine Ausdehnung des Grundpreises und die Einführung eines Kapazitätspreises aufgebracht.
Der BDI sieht in diesem Bezug die bestehende Ausrichtung der Komponenten an der zeitgleichen Jahreshöchstlast als weiterhin gerechtfertigt an, erkennt aber ebenfalls einige Vorteile eines Kapazitätspreises. Grundsätzlich sollten in diesem Bezug keine neuen Komplexitäten entstehen, sodass es nicht mehr als zwei Komponenten für eine Verbrauchsgruppe geben darf.
a. Einführung eines verpflichtenden Grundpreises
Für Industrieunternehmen ist ein Grundpreis auf hohen Spannungsebenen nicht sachgerecht.
Fragen zur Erörterung im Rahmen des Verfahrens:
• Die Nutzerstruktur gilt als ein wesentlicher Treiber der Netzkosten. Wäre eine Grundpreiskomponente ein Instrument, um die strukturbedingten Kosten besser zu reflektieren?
Für Industrieunternehmen ist ein Grundpreis nicht sachgerecht.
• Wird ein höherer Grundpreis für Eigenverbraucher und Prosumer als geeignetes Mittel angesehen, diese stärker an den Netzkosten zu beteiligen?
Ja, auf niederen Spannungsebenen durchaus sinnvoll, um die nicht ansteuer- und nicht messbaren Prosumer an Netzkosten zu beteiligen
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b. Netzentgeltkomponenten: Ersatz des Leistungspreises durch einen Kapazitätspreis
Es gilt, eine Regelung zu finden, mit der die Abnehmer auf Preissignale aus Markt und Netz reagieren können Unabhängig von der Entscheidung für einen Leistungs- oder Kapazitätspreis ist es zentral, das systemdienliche Lastspitzen möglich sind, ohne damit in Kostenrisiken zu geraten. Dies ist neben der klassischen Industrie auch für die öffentliche Ladeinfrastruktur und den Hochlauf der E-Mobilität bedeutsam
Ob hier die Buchung von Kapazitäten eine Alternative zum Leistungspreis sein könnte, wird in der Industrie bisher mit Blick auf deren Praktikabilität und Risiken aber unterschiedlich eingeschätzt Der BDI bittet deshalb um eine Vertiefung dieses Themas in den angekündigten Experten-Workshops mit einer starken Einbeziehung der betroffenen Stakeholder.
Fragen zur Erörterung im Rahmen des Verfahrens:
• Wird ein Kapazitätspreis als geeignete Alternative zu einem Leistungspreis gesehen, um die anschlussbedingten Netzkosten zu reflektieren und das etwaige Flexibilitätshemmnis eines Leistungspreises zu mildern?
Einerseits steht die Industrie einem Kapazitätspreis, der er so ausgestaltet wird, dass er Flexibilitätsoptionen eröffnet, überwiegend positiv gegenüber. Ein rein statischer Kapazitätspreis würde gegenüber dem aktuellen Leistungspreissystem aber keinen Mehrwert bieten. Zu vermeiden ist in jedem Fall eine Bepreisung der maximalen Netzanschlusskapazität (NAK), da diese als Flexibilitätshemmnis wirken würde
Ein pragmatischer Ansatz wäre in diesem Bezug die Unterscheidung in gesicherte und ungesicherte Bezugskapazität in vom Netzbetreiber vordefinierten Zeitfenstern. Dies wäre mit der Vernachlässigung netzdienlicher Lastspitzen in der Leistungspreissystematik vergleichbar.
Andererseits gibt es in der Industrie aber auch die Ansicht, dass die Ausrichtung der Netzentgelte auf eine im Voraus definierte Netzanschlusskapazität eine wirtschaftlich sinnvolle Optimierung der Netznutzung durch Lastanpassung verhindert, und damit die Anreize für netzdienliches Verhalten reduziert. Auch der Planungsaufwand, der bei schwankender Produktion oder konjunkturellen Unsicherheiten schwierig ist, und das Pönalenrisiko führen hier zu einer ablehnenden Haltung.
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• Nach welchen Maßstäben sollten Netzbetreiber, die zur Absicherung eines Kapazitätspreises notwendige Pönale bemessen?
Sollte ein Kapazitätspreis eingeführt werden, sollten Netzbetreiber diese nach ihren dadurch real entstandenen Kosten bemessen. Das Risiko einer Pönale würde damit von der Netzbelastung abhängen, was sachgerecht wäre, den Netzkunden aber mehr Freiräume lassen würde.
Bedeutsam wird hierbei sein, wie strikt der Netzbetreiber bei einem abweichenden Abnahmeverhalten reagiert, ob dabei also Abregelungen oder Pönalen wirken, oder ob Abweichungen bei unkritischer Netzbelastung folgenlos bleiben.
• Welche Herausforderung würden sich bei einer Einführung ergeben?
Es kommt hier stark auf die Ausgestaltung an. Bei der NAK-Bepreisung kann es je nach Unternehmenssituation zu einem „horten“ von NAK oder der Reduktion aus wirtschaftlichen Gründen kommen. KonjunkturabschwüngemitniedrigerAuslastungwärenauchproblematisch,wenneine maximale NAK bezahlt wird. Außerdem besteht eine zunehmende Knappheit von NAK sowie eine potenzielle Konkurrenzsituation z.B. mit Speichern.
• WiegroßistderAbstandzwischentatsächlicherinAnspruchgenommener und vertraglich vereinbarter sowie technisch möglicher Netzanschlusskapazität sowie der individuellen Jahreshöchstlast großer Verbraucher in Ihrem Netz?
Eine NAK-Bepreisung sollte vermieden werden. Eine Bepreisung niedrigerer Kapazitäten inkl. Puffer ist eher denkbar. Zahlenmäßig ist hier allerdings keine pauschale Antwort möglich, weil die Unternehmen zu heterogen hierfür sind.
4. Dynamische Netzentgelte: Welche zeitliche und regionale Auflösung sollen Netzentgelte haben?
Dynamische Netzentgelte sollen Kosten, die zu einer bestimmten Zeit in einer bestimmten Region entstehen, abbilden. In diesem Sinne wirken sie verursachergerecht und können ein Korrektivzum Preissignaldes Strommarktes sein. Die von der Bundesnetzagentur skizzierten Ausgestaltungsvarianten
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„zeitvariabel – statisch“, „zeitvariabel – dynamisch“, „Herausrechnung von Lastspitzen“ und „Peak Load Pricing“ sollen im Kern zu einer optimierten Netznutzung und damit zur Vermeidung von Netzengpässen führen. Auch hier stellt die mangelnde Digitalisierung und fehlende Datenbasis eine Schwäche dar, die eine abschließende Bewertung erschwert.
Der BDI sieht in der Etablierung dynamischer Netzentgelte eine Möglichkeit zur Erschließung industrieller Flexibilität und damit zur Sicherstellung eines kosteneffizienten Stromnetzbetriebes. Er weist aber auch darauf hin, dass die Entgeltdynamik nicht automatisch zu netzdienlicherem Abnahmeverhalten führt Netzentgelte sind für den industriellen Betrieb eine wichtige, aber nicht die einzige Stellgröße, auf die der industrielle Energiebezug reagiert. Weiterhin erschweren dynamische Netzentgelte die Planbarkeit der Netzkosten. Dies führt zu Unsicherheiten bei Investitionen, im Betrieb sowie bei der industriellen Flexibilisierung. Auch deswegen ist genügend zeitlicher Vorlaufzur Integration derflexiblenFahrweisein die Produktionsprozesse sowie deren Freiwilligkeit essenziell. Für nicht flexibilisierbare Verbraucher sind dagegen Sonderregelungen notwendig.
Da die Dynamisierung an technische Voraussetzungen geknüpft ist und kurzund mittelfristig von der unzureichenden Digitalisierung des Netzsystems limitiert sein wird, ist ein evolutionärer Charakter der Implementierung sinnvoll. Hier ist besonders die Abwägung zwischen Kosteneinsparungen und Bürokratieaufbau wichtig.
Das Herausrechnen von Lastspitzen in unkritischen Korridoren wäre in diesem Sinn ein erster unkompliziert nutzbarer Hebel zur Erschließung industrieller Flexibilitäten. Als Ausgangspunkt hierfür können beispielsweise die Atypik oder die Sonderregelung zur Bandlast (BK4-22-089(A01-A02)) dienen und je nach Fortschritten in der Digitalisierung verfeinert werden. In Netzregionen, in denen dynamische Entgelte schon technisch abbildbar sind, empfiehlt derBDIdafüreine Netzampel,dieden Auslastungsgrad des Netzes anzeigt. Mit der Zuordnung unterschiedlicher Preise zu den Ampelfarben kann ein praxistaugliches Reaktionssystem auf die Netzsignale entstehen. Beginnend in einigen wenigen Regionen kann so über die Zeit ein immer dichteres Mosaik an Regionen entstehen, die dynamische Entgelte anbieten.
Wichtig ist hierbei die freiwillige Reaktionsmöglichkeit auf die Preisdynamik. Diese sollte den Abnehmern immer eine kostengünstigere Abnahmeoption im Vergleich zu ihrem statischen Abnahmeverhalten anbieten können.
Abnehmer, die aber aufgrund ihrer individuellen Konstellation diese Option
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nicht nutzen, dürfen für ihr rationales Verhalten nicht ökonomisch bestraft oder ordnungsrechtlich dazu gezwungen werden.
Bei allen Vorzügen dynamischer Netzentgelte betont der BDI mit Blick auf die Sicherung der Netzstabilität auch die Bedeutung eines Grundstocks an rotierenden Massen bzw. Momentanreserve, aber auch die ausreichende Verfügbarkeit von Ausgleichsenergie. Diese wird bis auf Weiteres weitgehend von klassischen Kraftwerken bereitgestellt, die zur Bereitstellung dieser Systemdienstleistung auf Abnehmer mit planbar konstanter Stromabnahme angewiesen sind. Solange Alternativen zu dieser bewährten Netzstabilisierung noch nichtin genügendem AusmaßvorhandensindundderenVerlässlichkeit noch nicht verlässlich erprobt ist, sollte diese Systematik nicht leichtfertig beendet werden.
Fragen zur Erörterung im Rahmen des Verfahrens:
• Welchen Grad der Dynamisierung von Netzentgelten sehen sie als sinnvoll an?
Die Sinnhaftigkeit dynamischer Netzentgelte hängt von den Faktoren Digitalisierung, Planbarkeit und Verbrauchsverhalten ab. In einem voll-digitalisierten Stromsystemmit flexiblen Abnehmern ist sicherlich ein zeitvariabel-dynamisches System sinnvoll. Für ein Industrieunternehmen, das auf gleichbleibenden Strombezug angewiesen ist, bringen dagegen alle dynamischen Ausgestaltungsvarianten Nachteile. Für diese Abnehmer ist ein konstantes Netzentgelt ideal. In diesem Zusammenhang ist eine evolutionäre Entwicklung von statischen zu sinnvoll dynamisierten Netzentgelten denkbar. Diese können je nach Digitalisierungsgrad und Kundeninteresse optimiert werden.
• Soll die Dynamisierung von Netzentgelten allein der verbesserten Nutzung vorhandener Netzkapazitäten dienen oder sollen sie auch eineOptionsein,AnreizezurVermeidungvonzusätzlichemNetzausbau sein?
Eine Dynamisierung sollte Anreize für eine optimierte Netznutzung sowie für die Vermeidung von Netzausbau setzen.
• Welchen zeitlichen Vorlauf benötigen welche Akteure, um auf dynamische Netzentgelte zu reagieren?
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Je nach Flexibilisierungspotenzial des Industriebetriebes sind hier zeitliche Vorläufe von mehreren Wochen bis nahezu Echtzeitreaktion denkbar. Generell sollte der zeitliche Vorlauf im Sinn der Planbarkeit immer so großzügig wie möglich ausgelegt werden.
• Mit welchem Modell lässt sich Netzausbau sparen?
Da jedes Modell den Belastungsgrad des Netzes monetarisiert, kann auch durch jedes Modell Netzausbau gespart werden.
5. Bundeseinheitliche Netzentgelte: Vereinheitlichung der Netzentgelte auch auf Verteilernetzebene?
Bundeseinheitliche Verteilnetzentgelte stehen der Kostentransparenz mit Blick auf die heterogene deutsche Verteilnetzbetreiberstruktur entgegen. Gleichermaßen würden sie diegewolltenregionalunterschiedlichenNetzentgelte aushebeln. Weiterhin würden sie einen nicht zu unterschätzenden zusätzlichen Verwaltungsaufwand für die Netzbetreiber und die dafür zuständige Regulierungsinstitution bedeuten. Vor diesem Hintergrund hält der BDI bundeseinheitliche Verteilnetzentgelte für unnötig.
Fragen zur Erörterung im Rahmen des Verfahrens:
• Sollten Ihrer Meinung nach die 866 Verteilernetzbetreiber weiterhin eigene Netzentgelte je Netz- und Umspannebene bilden – damit regionale,strukturelleBesonderheitenimNetzentgeltdesjeweiligenVerteilernetzbetreibers sichtbar sind?
Ja, die daraus resultierenden Unterschiede bilden die reale Kosten- und Eigentümerstruktur der Netze ab. Auf diese Unterschiede sind Stromvertriebe und Verbraucher eingestellt. Eine bundesweite Vereinheitlichung würdedieseRealitätnur verdeckenund zuunnötigerKomplexität führen. Weiterhin würden dadurch gewollte Anreizwirkungen zu kosteneffizientem Netzbetrieb und -abnahme abgeschwächt werden.
• Wird die Kostenverantwortung der Netzbetreiber durch die Bildung eigener Netzentgelte gestärkt?
Ja.
• Wie schätzen Sie den administrativen Aufwand eines zu installierenden Ausgleichssystems ein? Wer sollte den Ausgleichsmechanismus
Stellungnahme zum BNetzA-Diskussionspapier AgNes
durchführen? Wie hoch müsste ein Liquiditätspuffer eines Ausgleichsmechanismus sein?
Der Aufwand wäre voraussichtlich sehr hoch. Eine offene Frage dabei wäre auch der Umgang mit industriell geprägten Stromnetzen, die eigene Anforderungen und Voraussetzungen mitbringen.
• Wie beurteilen Sie die Interdependenzen einheitlicher Netzentgelte mit dem Bestreben, regionale zeitlich dynamische Netzentgelte einzuführen?
Bundeseinheitliche Netzentgelte würde das Bestreben nach regional und zeitlich dynamischen Netzentgelten konterkarieren.
6. Speicherentgelte: Wie soll das zukünftige Entgeltregime für mobile und stationäre Speicher aussehen?
Der BDI hält eine eigene Rolle von Speichern in der Netzentgeltsystematik für durchaus nachvollziehbar. Eine übergangsweise Befreiung, solange die Systemdienlichkeit nicht darstellbar ist, zur Unterstützung des Markthochlaufes für neue Technologien, ist richtig Ein Vertrauensschutz für bestehende Speicher über den 01.01.2029 hinaus, die auf Grundlage von § 118 Abs. 6 betrieben werden, versteht sich dabei.
Dauerhaft müssen sich neue Speicher aber an ihrer Systemdienlichkeit messen lassen. Dazu braucht es Lenkungssignale für die Standortwahl und eine netzdienliche Fahrweise, wie z.B. eine Netzampel.
Die Netzentgeltlogik muss in jedem Fall dazu führen, dass Speicher Flexibilität bereitstellen und Netzengpässe verhindern können. Sie muss gleichermaßen verhindern, dass sie durch rein marktliches Verhalten regional bestehende Engpasssituationen auslösen oder verschärfen.
Eine weitere Sonderregelung wäre allerdings gerechtfertigt, solange solch dynamische Netzentgelte mangels Digitalisierung noch nicht angeboten werden können
Auch müsste die Regelung technologieoffen für alle Einheiten gelten, die sichausgesprochensystemdienlichverhalten(z.B.industrielleEigenerzeuger (oder Flexibilitätsanbieter) mit KWK-Systemen/E-Kesseln, etc.).
Stellungnahme zum BNetzA-Diskussionspapier AgNes
Eine Sonderregelung – in Form einer vollständigen Befreiung von Netzentgelten –ist dringend erforderlich, solangedynamischeNetzentgelte (statischfixe Zeitfenster reichen hierfür nicht aus) noch nicht implementiert sind, da Speicher ansonsten nicht wirtschaftlich betrieben werden können und daher kein Zubau erfolgen würde.
Bei systemdienlichem Verhalten ist die Befreiung ein Muss. Die Netzbetreiber sind hier in der Pflicht, dies real abzubilden und zeitgerecht zu kommunizieren.
Fragen zur Erörterung im Rahmen des Verfahrens:
• Sie eine besondere Behandlung von Speichern in der Netzentgeltsystematik als gerechtfertigt an? Was sind die Gründe?
Siehe die Ausführungen unter 6.
7. Weitere Anpassungsoptionen?
a. Kostenstellen: Lassen sich Netz- und Umspannebenen zusammenfassen?
Der BDI weist hierbei auf die singuläre Netznutzung, deren Abschaffung aktuell konsultiert wird, hin. Eine Zusammenfassung darf nicht dazu führen, dass die singuläre Netznutzung und das Pooling nicht mehr möglich sind.
Stellungnahme zum BNetzA-Diskussionspapier AgNes
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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