ARGE NETZ warnt: Netzentgeltreform „AgNes“ darf Investitionssicherheit für Erneuerbare und Speicher nicht weiter gefährden

Trotz wichtiger Verbesserungen beim letzten Entwurf der Bundesnetzagentur zur künftigen Netzentgeltsystematik kritisiert ARGE NETZ die vorgesehene Festlegung deutlich. Kapazitätsentgelte und dynamische Netzentgelte für dargebotsabhängige Erzeuger könnten aus Sicht der Erneuerbaren-Gruppe die Projektfinanzierung erschweren, Strompreise erhöhen und den Ausbau erneuerbarer Energien bremsen. Gefordert wird deshalb ein konsistenter und investitionssicherer Regulierungsrahmen mit umfassendem Vertrauensschutz. Gleichzeitig sieht ARGE NETZ Potenzial in dynamischen Netzentgelten für Speicher, flexible Erzeugung und Verbraucher, um Flexibilitäten zu aktivieren und Netzengpässe effizienter zu bewältigen.

Mit dem im August erschienenen AgNes-Festlegungsentwurf nimmt die Zukunft der Netzentgelte ab 2029 Gestalt an. Wie bereits im Zwischenstand vom Mai dieses Jahr angedeutet, zeichnen sich erhebliche Umbrüche für die erneuerbare Energiewirtschaft an. Besonders brisant die Einführung von Kapazitätsentgelten für Erzeuger, Speicher und Elektrolyseure, und die stufenweise Einführung von dynamische Netzentgelten.

Damit neigt sich ein ausgiebiger - seit mehr als einem Jahr laufender Konsultationsprozess - dem Ende zu. Als ARGE NETZ haben wir den Prozess eng begleitet und dabei einige politische Erfolge erzielen können. Nach einer Auswertung der Konsultationsergebnisse, ist die finale Festlegung für Januar 2027 geplant. Zum 01. Januar 2029 soll dann die neue Netzentgeltsystematik an die Stelle der dann auslaufenden Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) treten.

Der Festlegungsentwurf – die wichtigsten Punkte im Überblick

· Der Vertrauensschutz für Bestandsanlagen und weit fortgeschrittene Projekte wird bestätigt, ist aber an entscheidenden Stellen zu kurzgefasst.

· Erzeugungsanlagen, Elektrolyseure und Speicher ab 30 kW sollen sich künftig mit einem bundesweit einheitlichen Kapazitätspreis von rund 4 bis 7 €/kW installierter Leistung an den Netzkosten beteiligen.

· Eine mengenbezogene Arbeitspreiskomponente ist weiterhin nicht vorgesehen.

· Dynamische Entgelte bleiben langfristiges Zielbild: frühestens ab 2030 für Speicher, ab 2032 für Erzeuger.

· Die BNetzA bleibt ansonsten im Kern ihrem Zwischenstandsbericht von Mai treu, präzisiert aber an entscheidenden Stellen.

· Die finale Festlegung soll zum 01.Januar 2027 veröffentlichtet werden.

Einspeiseentgelte: hohe Unsicherheit und wenig Kosteneffizienz

Für Erzeugungsanlagen sieht der Entwurf ein bundeseinheitliches, kapazitätsbasiertes Einspeiseentgelt ab 2029 vor. Als ARGE NETZ erkennen wir zwar an, dass sich die Netzfinanzierung an ein zunehmend dezentralisiertes Energiesystem anpassen muss, lehnen jedoch Einspeiseentgelte in jeglicher Form ab.

Vorgesehen ist ein jährlich neu zu berechnendes Kapazitätsentgelt auf Basis der eingespeisten Jahresenergiemenge (0,50 €/MWh) und den Kosten für Verlust- und Regelenergie der ÜNB und VNB. Als mögliche Spanne nennt die BNetzA 4 bis 7 €/kW. Dabei ist jedoch festzuhalten, dass es sich lediglich um eine Prognose handelt – heißt Preise können darüber oder darunter liegen. Für einen Wind. Oder PV-Park mit 100 MW bedeutet das eine Unsicherheit von bis zu 300.000 Euro pro Jahr. Banken kalkulieren in solchen Fällen mit dem ungünstigsten Szenario. Die Folge sind höhere Risikoaufschläge, steigende Gebotswerte und damit ein höherer EEG-Förderbedarf.

Auch das Gutachten im Auftrag der BNetzA kommt zu dem Schluss, dass Einspeiseentgelte kaum zur nachhaltigen Entlastung der Verbraucher beitragen dürften. Besonders hart träfe es kleinere Akteure und Bürgerenergiegesellschaften, die Mehrkosten nicht über ein großes Portfolio ausgleichen können.

Sollte die BNetzA am Kapazitätsentgelt festhalten, fordern wir eine anlagenbezogene Preisfixierung ab Einreichung der Genehmigungsunterlagen sowie eine feste Obergrenze von 4 €/kW. Weiterhin notwendig sind angepasste Höchstwerte in den EEG-Ausschreibungen und eine sachgerechte Bemessung bei flexiblen Netzanschlussvereinbarungen.

Zudem weisen wir darauf hin, dass die Einführung von Kapazitätsentgelten, die Erhebung von Baukostenzuschüssen obsolet machen würde. Unbedingt ist auch vor dem Hintergrund des Netzpakets und der EEG-Reform auf die Verhältnismäßigkeit der Maßnahmen zu achten. Einseitige Kostenverlagerung zu Lasten der Erzeuger lehnen wir ab.

Vertrauensschutz verbessert, aber noch unzureichend

Gegenüber früheren Plänen hat die BNetzA den Vertrauensschutz ausgeweitet. Dies begrüßen wir ausdrücklich. Vorgesehen ist, dass Bestandsanlagen und Anlagen deren Gebotsabgabe oder – wenn keine Ausschreibungsteilnahme erfolgt – deren finale Investitionsentscheidung vor Inkrafttreten der AgNes-Festlegung erfolgt, für 20 Jahre von den Kapazitätsentgelten ausgenommen sind. Auch Speicher und Elektrolyseure sind für 20 Jahre ab Inbetriebnahme befreit, wenn sie vor dem 04. August 2029 in Betrieb gehen und die finale Investitionsentscheidung vor dem Inkrafttreten der AgNes-Festlegung getroffen wurde.

Eine endgültige Investitionsentscheidung (FID) gilt dann als getroffen, wenn verbindliche Bestellungen von Komponenten, die mindestens die Hälfte des Investitionsvolumens abdecken, erfolgt sind.

Zwei Punkte greifen jedoch aus unserer Sicht zu kurz. Projekte, die an den Auktionen im Jahr 2027 und 2028 teilnehmen, hätten keine Möglichkeit, den Kapazitätspreis einzukalkulieren, da dieser erst zum 01.10.2028 überhaupt bekannt ist. Die Regelung diskriminiert daher Projekte, die in ihrer Planung bereits weit fortgeschritten sind. Zweitens kritisieren wir die Begrenzung auf 20 Jahre. Dies ignoriert, dass viele Erneuerbare Energien Anlagen auf 25 Jahre Betrieb ausgelegt und geplant werden. Wir fordern daher einen Vertrauensschutz für alle Gebote bis 2029 und für die gesamte Betriebsdauer.

Ebenfalls kritisch sehen wir, dass die BNetzA die „finale Investitionsentscheidung“ an eine verbindliche Komponentenbestellung bis zum Inkrafttreten der Festlegung knüpft. Das zwingt Projektierer, Komponenten vor Baugenehmigung und Netzanschlusszusage zu ordern. Eine Logik, die jeglichem Projektrisikomanagement widerspricht. Zudem sind massive Verteuerungen und Marktverwerfungen zu erwarten, wenn aufgrund der Festlegung die Nachfrage bei der Komponentenbestellung sprunghaft ansteigt. Im besten Fall sollte daher das zusätzliche Kriterium komplett gestrichen werde, und allein die Inbetriebnahme vor dem 04. August 2029 als maßgebliches Kriterium herangezogen werden. Lässt sich dies nicht vermeiden, schlagen wir stattdessen vor den Vertrauensschutz zu gewähren, sobald drei von sechs Kriterien erfüllt sind, darunter Baugenehmigung, Netzanschlussvertrag und Finanzierungszusage.

Dynamische Netzentgelte: Systemisch richtig, aber nicht für dargebotsabhängige Erzeuger.

Auch beim zweiten Schwerpunkt, der Einführung dynamischer Netzentgelte, bleibt die BNetzA bei dem bereits im Mai vorgestellten Fahrplan, lagert aber weitere Konkretisierungen in ein separates Verfahren aus. Angedacht ist die Einführung dynamischer Netzentgelte für Speicher ab 2030 und für Einspeiser frühstens ab 2032.

Als ARGE NETZ erkennen wir den systemischen Mehrwert dynamischer Netzentgelte ausdrücklich an. Richtig ausgestaltet, können dynamische und örtlich granular ausgestaltete Netzentgelte Netze entlasten, indem Markakteure flexible ihre Last bzw. Erzeugung an das Preissignal anpassen. Deshalb befürworten wir die Einführung dynamischer Netzentgelte für Speicher, Verbraucher und dargebotsunabhängige Erzeuger, allerdings mit angemessen Übergangsfristen von mindestens fünf Jahren nach Abschluss des Festlegungsverfahrens.

Für Wind- und Solaranlagen lehnen wir hingegen dynamische Netzentgelte weiterhin ab. Dargebotsabhängige Erzeuger sind von meteorologischen Bedingungen abhängig und können daher ihr Einspeiseverhalten nur begrenzt an ein Preissignal anpassen. Zudem - aufgrund der anzunehmenden Volatilität - nicht ohne damit in Finanzierungsprobleme zu geraten. Auch ist insbesondere Wind an Land von der Flächenplanung abhängig und

damit ebenfalls standortgebunden. Bemerkenswert ist hierbei, dass die BNetzA Offshore-Wind gerade wegen ihrer Standortgebundenheit von dynamischen Netzentgelten ausklammert, bei Onshore-Wind trotz eines ähnlichen Sachverhalts aber zu einem gegenteiligen Schluss kommt.

Warum die BNetzA hingegen von dynamischen Netzentgelten für Verbraucher absieht, ist für uns nicht nachvollziehbar. Wir erkennen zwar an, dass Stand heute Netzbetreiber nicht in der Lage sind dynamischen Netzentgelte in ihrem Netzgebiet umzusetzen, fordern hier aber mehr Ambition und weniger Furcht vor steigender Komplexität.

Speicher und Elektrolyseure: gute Ansätze, aber offene Lücken

Den Verzicht auf Arbeitspreise für Speicher begrüßen wir, ebenso wie die gemeinsame Betrachtung von EE-Anlagen mit co-located Grünstromspeichern. Kritisch sehen wir, dass Speicher und Elektrolyseure anders als Verbraucher kein Wahlrecht für ihre Bestellkapazität erhalten und dass leistungsstarke Kurzzeitspeicher, die Regelleistung bereitstellen, strukturell benachteiligt werden. Bei Co-location und Überbauungsvorhaben fordern wir eine Betrachtung auf Ebene des Netzverknüpfungspunktes. Der Kapazitätspreis muss dort nur einmal anfallen, nicht für jede angeschlossene Anlage in voller Höhe. Ein Bonus für Überbauung würde netzdienliche Anlagendesigns zusätzlich fördern.

Baukostenzuschuss: Planbar, umsetzbar und systemdienlich

Die Erhebung eines Baukostenzuschusses stellt aus unserer Sicht weiterhin das mildere Mittel dar und ist klar zu präferieren. Dabei vereint der BKZ im Gegensatz zu Einspeiseentgelte verschiedene Vorteile: er ist planbar, leicht umsetzbar und kann systemdienlich ausgestaltet werden. Zudem wäre ein BKZ in Projektfinanzierung besser darstellbar. Ob es zu einem BKZ für Einspeiser kommt, ist noch nicht absehbar. Weitere Regelung hat die BNetzA zunächst in separates Verfahren ausgelagert. Zentral bleibt, dass es keineswegs zu Doppelbelastungen kommen darf.

Stellungnahme der Erneuerbaren-Gruppe ARGE NETZ