Zwischenstand zu AgNes – Die neue Netzentgeltsystematik nimmt Gestalt an
Etwa ein Jahr nach Beginn des sog. „AgNes-Prozess“ zur Überarbeitung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik legt die Bundesnetzagentur nun einen ersten Zwischenstand vor. Dieser stellt den vorläufigen Meinungsstand der BNetzA dar und ist noch kein offizieller Entwurf. Die Zwischenergebnisse sind Resultat eines umfangreichen Konsultationsprozesses, an dem auch ARGE NETZ etwa ein Jahr lang intensiv mitwirkte und einige Erfolge erzielen konnte. Der offizielle Festlegungsentwurf soll Mitte 2026 vorliegen und nach einem weiteren Konsultationsprozess Ende 2026 finalisiert werden. Die neue Regelung soll ab 2029 gelten.
Die wichtigsten Punkte im Überblick
Für bestehende und weit fortgeschrittene Projekte wird der Bestandsschutz gewährleistet.
Die Netzentgeltbefreiung von Speichern, die bis August 2029 in Betrieb genommen werden oder deren finale Investitionsentscheidung bis zum Inkrafttreten der Festlegung getroffen wurde bleibt bestehen
Erzeugungsanlagen, Elektrolyseure und Speicher sollen sich künftig mit der Zahlung eines Kapazitätspreises an den Netzkosten beteiligen – vorgesehen ist ein bundesweit einheitlicher Kapazitätspreis von jährlich ca. 4 bis 7 € pro kW installierter Leistung.
Die Erhebung von Arbeitspreisen ist nicht vorgesehen.
Dynamische Entgelte werden frühestens ab 2030 (Speicher) bzw. 2032 (Erzeuger) eingeführt.
Regelungen für Baukostenzuschüsse und Flexible Netzanschlussvereinbarungen (fNaV) werden ab 2027 erarbeitet.
Der fertige Festlegungsentwurf zum AgNes-Prozess soll Mitte 2026 veröffentlicht werden
Der Vertrauensschutz bleibt gewährleistet
Für den Erneuerbaren Mittelstand besonders wichtig und von ARGE NETZ vehement gefordert: Für Bestandsanlagen und weit fortgeschrittene Projekte gilt der Vertrauensschutz.
Für einen Zeitraum von 20 Jahren ab Inbetriebnahme werden folgende Erzeugungsanlagen ausgenommen:
bereits in Betrieb befindliche Anlagen,
Anlagen, deren Gebotsabgabe oder – wenn keine Ausschreibungsteilnahme erfolgt – deren finale Investitionsentscheidung vor Inkrafttreten der AgNes-Festlegung erfolgt (frühestens Januar 2027)
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
Die finale Investitionsentscheidung sieht die BNetzA dann getroffen, wenn verbindliche Komponentenbestellungen in erheblichem Umfang (etwa die Hälfte des Investitionsvolumens) getätigt wurden und eine verbindliche Netzanschlusszusage (bei Speichern) vorliegt.
ARGE Netz begrüßt das Einlenken der BNetzA beim Thema Vertrauensschutz ausdrücklich. Jedoch sollte dieser für alle Anlagen gelten, die bis zur Einführung der neuen Netzentgeltsystematik am 01.01.2029 ein Gebot abgegeben haben – nicht nur bis zum Inkrafttreten der Festlegung wie von der BNetzA derzeit vorgesehen. Projekte die z.B. an den Auktionen im Februar 2027 teilnehmen sind zum jetzigen Zeitpunkt bereits in der Planung weit fortgeschritten und hatten keine Möglichkeit, den Kapazitätspreis (dessen Höhe vermutlich erst zum Ende des Jahres feststehen wird) einzukalkulieren. Zudem muss für Anlagen außerhalb der Auktionen geklärt werden, wie sich fremdverschuldete Verzögerungen bei der Netzanschlusszusage auf die Fristen des Bestandsschutzes auswirken. Diese Anlagen sollten nicht vom Vertrauensschutz ausgenommen werden, wenn die Netzanschlusszusage aufgrund von Verzögerungen durch den Netzbetreiber zum Inkrafttreten der Festlegung noch nicht vorliegt.
Auch die Auslegung der BNetzA, wonach für die „finale Investitionsentscheidung“ die verbindliche Komponentenbestellung bis zum Inkrafttreten der Festlegung ausschlaggebend sein soll, ist zu kritisieren. Die Komponentenbestellung kann erst erfolgen, nachdem die Finanzierung geklärt und Genehmigungen erteilt wurden. Auch bei den Netzanschlusszusagen kommt es oft aufgrund sehr restriktiver Vorgaben seitens der Netzbetreiber zu Verzögerungen. Vieles hiervon liegt nicht im Einfluss der Projektverantwortlichen. Idealerweise entfällt die unnötige Beschränkung des Vertrauensschutzes durch das zusätzliche Kriterium im Festlegungsentwurf gänzlich und es gilt weiterhin die Inbetriebnahme vor dem 4. August 2029 als alleiniges Merkmal. Darauf haben Investoren ihre Projekte ausgerichtet. Wenn ein zusätzliches Kriterium nicht zu verhindern ist, sollte anstelle der Komponentenbestellung vielmehr der verbindliche Abschluss der Finanzierungsverträge ausschlaggebend sein, um das Vorliegen der „finalen Investitionsentscheidung“ zu bestätigen.
Erzeuger, Speicher und Elektrolyseure werden künftig an der Netzfinanzierung beteiligt
Bislang sind Einspeiser, Elektrolyseure und Speicher grundsätzlich von Netzentgelten befreit. Dieses Prinzip soll künftig aufgegeben werden, da sich auch Einspeiser nach Ansicht der BNetzA an den steigenden Netzkosten beteiligen sollen. Erfreulich ist einerseits, dass sich die BNetzA von ihrer ursprünglichen Idee eines Kapazitätspreises in Kombination mit einem mengenbezogenen Arbeitspreis distanziert. Insbesondere die mengenbezogene Preiskomponente hätte die Projektfinanzierung deutlich erschwert. Zudem soll der Vertrauensschutz für Bestandsanlagen und weit fortgeschrittene Projekte gewährleistet sein. Damit greift die BNetzA zwei wichtige Forderungen der ARGE NETZ auf.
Vorgesehen ist nun ab dem 01. Januar 2029 die Erhebung eines deutschlandweit einheitlichen Kapazitätspreises für Erzeugungsanlagen und Speicher ab 30 kW installierter Leistung sowie für Elektrolyseure. Maßgeblich soll dabei die vereinbarte Netzanschlusskapazität sein. Die Bundesnetzagentur rechnet derzeit in Anlehnung an EU-rechtliche Vorgaben mit jährlich etwa 4 bis 7 €/kW.
Für einen Wind- oder Solarpark mit 50 MW Anschlusskapazität bedeutet das jährliche Mehrkosten von etwa 200.000 € bis 350.000 €.
Der Kapazitätspreis soll dabei einer dynamischen Anpassung unterliegen. Co-located Speicher werden gemeinsam mit der zugehörigen Erzeugungsanlage als Einheit betrachtet.
ARGE NETZ hält weiterhin an der Einschätzung fest, dass sich jede Kostensteigerung auf Erzeugerseite unmittelbar auf die Strompreise und Förderkosten auswirkt. Das Ziel der BNetzA, Verbraucher zu entlasten, wird damit aus unserer Sicht nicht erreicht. Zudem erschwert die vorgesehene jährliche dynamische Anpassung die Projektfinanzierung erheblich. Für bessere Planbarkeit muss der Kapazitätspreis mindestens mit klaren Ober- und Untergrenzen versehen werden. Besser wäre ein fixer Preis, der während des gesamten Zeitraums gilt.
Zudem zeigt das obige Beispiel, dass bei einem Kapazitätspreis von 4-7 €/kW jährlich erhebliche Mehrkosten auf die Erzeuger zukommen. Die Margen neuer Wind- und Solarparks werden zunehmend schmaler, weshalb zusätzliche Kosten in dieser Größenordnung zu erheblichen wirtschaftlichen Risiken führen und Projekte im Zweifel nicht umgesetzt werden können. Nach Ansicht der ARGE Netz muss der geforderte Kapazitätspreis daher deutlich geringer ausfallen, um Projekte und damit den weiteren Fortschritt der Energiewende nicht zu gefährden. Parallel dazu muss eine ergebnisoffene Diskussion zu den Höchstwerten geführt werden. Weiter wird der Kapazitätspreis technologieunabhängig erhoben und erstickt daher insb. bei dargebotsunabhängigen Einspeisern wie Biogasanlagen jeglichen Flexibilitätsanreiz.
Dynamische Einspeise- und Verbrauchsnetzentgelte bleiben langfristiges Zielbild
Ein weiterer Schwerpunkt des AgNes-Prozesses sind dynamische Netzentgelte. Die Bundesnetzagentur sieht darin grundsätzlich ein wichtiges Instrument, um netzorientiertes Verhalten anzureizen und Redispatchkosten zu reduzieren. Dynamische Netzentgelte sollen daher künftig wirtschaftliche Signale hierfür setzen. Die BNetzA erkennt jedoch die im Konsultationsprozess mehrfach betonte hohe Komplexität bei der Einführung dynamischer Netzentgelte an. Vor diesem Hintergrund verschiebt sich die konkrete Umsetzung zeitlich deutlich nach hinten. Der derzeitige Fahrplan sieht vor:
Dynamische Netzentgelte für Speicher frühestens ab 2030, möglichst bis 2033,
Dynamische Netzentgelte für Einspeiser frühestens ab 2032, möglichst bis 2035,
Für Elektrolyseure sind dynamische Netzentgelte grundsätzlich denkbar nach erfolgreicher Einführung bei Speichern und bei klarem EU-Rechtsrahmen,
Opt-In-Möglichkeiten für Verbraucher in der Niederspannung,
· Einbindung großer Verbraucher im Kontext der Beratung zu industriellen Sondernetzentgelten.
ARGE NETZ unterstützt die Einführung von dynamischen Netzentgelten für Verbraucher ausdrücklich und fordert diese schon seit vielen Jahren. Sie sind in der Lage Flexibilität und systemdienliches Verhalten anzureizen und sollten daher so früh wie möglich eingeführt werden. Besonders der Norden eignet sich durch seine hohen Erzeugungskapazitäten und die großen Verbrauchszentren besonders als Modellregion für die frühzeitige Erprobung und Einführung.
Wichtig ist jedoch, dass dies nur für dynamische Verbrauchsnetzentgelte gilt. Dynamische Einspeiseentgelte für dargebotsabhängige Erzeugung lehnt ARGE-NETZ entschieden ab. Windenergie- und PV-Anlagen sind dargebotsabhängig und können ihr Einspeiseverhalten daher nur sehr begrenzt flexibilisieren. Insbesondere für die Windenergie sind Speicherlösungen zudem aktuell nur sehr begrenzt vorhanden. Ähnlich wie bei den vormals geplanten Arbeitspreisen erschweren auch dynamische Einspeiseentgelte die Finanzierung von Projekten erheblich. Der Anreiz systemdienlichen Verhaltens durch dynamische Netzentgelte ist dementsprechend ausschließlich auf der Verbrauchsseite und für dargebotsunabhängige Erzeuger möglich und sinnvoll.
Regelungen für Baukostenzuschüsse (BKZ) und Flexible Netzanschlussvereinbarungen (fNAV) erst ab 2027
Weniger konkret bleibt die BNetzA derzeit bei den Themen Baukostenzuschüsse und Flexible Netzanschlussvereinbarungen (fNAV / Flexible Connection Agreements (FCA)). Beide Themen sind nach Ansicht der BNetzA wichtige Ergänzungen zur neuen Netzentgeltsystematik, sollen jedoch erst ab 2027 vertieft ausgearbeitet und auf die, in der finalen AgNes-Festlegung enthaltenen Maßnahmen abgestimmt werden.
Aus Sicht der ARGE NETZ ist es sehr positiv, dass die BNetzA die Einführung von BKZ vorerst zurückstellt. Derzeit finden neben dem AgNes-Prozess auch die Novellierung des EEG sowie der Gesetzgebungsprozess zum sog. „Netzpaket“ statt. Alle drei Vorhaben greifen tief in das energiewirtschaftliche System ein und sollten daher gut aufeinander abgestimmt werden. Diese notwendige Kohärenz fordert ARGE NETZ bereits seit Beginn der drei Verfahren. Daher begrüßen wir, dass die BNetzA bei der Einführung von Baukostenzuschüssen bedacht vorgehen möchte. Generell gilt aber, dass Mehrfachbelastungen z.B. durch Kapazitätspreise und BKZ vermieden werden müssen. Die Erhebung eines BKZ zusätzlich zu den geplanten Kapazitätsentgelten lehnen wir daher ab. Zudem ist ein weiteres Steuerungsinstrument gerade bei der Windenergie aufgrund der bereits existierenden Steuerungsinstrumente kontraproduktiv und eine Verschiebung von Windkapazitäten in weniger geeignete Gebiete zudem nicht systemeffizient.
Auch flexible Netzanschlussvereinbarungen rücken als mögliche Alternative zum im Netzpaket geforderten Redispatchvorbehalt stärker in den Fokus. Derzeit wurden und werden Vorschläge für eine mögliche Standardisierung von fNAV von unterschiedlichen Seiten in die Debatte eingebracht. Auch ARGE NETZ beteiligte sich an der Ausarbeitung von Leitlinien für standardisierte flexible Netzanschlussverträge, sieht jedoch in diesem Zusammenhang große Schwierigkeiten für die Erarbeitung einer „one-fits-all-Lösung“. Aus diesem Grund begrüßen wir ebenfalls die Bestrebungen der BNetzA, hierfür in einem geordneten Prozess ein Regelwerk für flexible Netzanschlussvereinbarungen zu entwickeln.
Wie geht es weiter?
Der offizielle Festlegungsentwurf soll Mitte 2026 veröffentlicht und im Rahmen eines weiteren Konsultationsprozesses bis Ende 2026 finalisiert werden. Die finale Festlegung soll frühestens zum 01.01.2027 inkrafttreten und ab 2029 gelten. ARGE NETZ wird sich hieran auch weiterhin beteiligen und den Prozess wie gewohnt eng begleiten.
Den Zwischenstandsbericht der BNetzA sowie unsere detaillierten Positionen zu den jeweiligen vorgeschlagenen Instrumenten könnt ihr in hier nachlesen:
