Die Reform der Stromnetzentgelte nimmt Konturen an – und sorgt zugleich für deutliche Reibungspunkte in der Energiebranche. Die Bundesnetzagentur hat ihre Zwischenergebnisse zur sogenannten AgNes, der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom, vorgelegt. Ab 2029 soll das System der Netzentgelte neu geordnet sein. Während der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) Teile der Pläne ausdrücklich begrüßt, fällt seine Kritik an anderen Punkten scharf aus.
Eine zentrale Kehrtwende der Behörde betrifft die Batteriespeicher: Die zunächst befürchtete vorzeitige Streichung der Netzentgeltbefreiung ist vom Tisch. Für BEE-Präsidentin Ursula Heinen-Esser ein wichtiges Signal an Investoren. „Der Vertrauensschutz für getätigte Investitionen ist Voraussetzung für den Hochlauf der dringend benötigten Flexibilitätstechnologien und für die Energiewende insgesamt“, erklärt sie. Diese Entscheidung begrüße man ausdrücklich.
Deutlich weniger Verständnis zeigt der Verband für einen anderen Beschluss: Das sogenannte Bandlastprivileg, das industrielle Großverbraucher mit gleichmäßiger Stromabnahme bei den Netzentgelten entlastet, soll um drei weitere Jahre verlängert werden. Heinen-Esser spricht von einem Relikt des vergangenen Jahrhunderts. „Jetzt lebensverlängernde Maßnahmen für das Bandlastprivileg zu beschließen, ist ein schwerer Rückschritt und bremst diesen wichtigen Prozess unnötig weiter aus.“ Aus Sicht des BEE setzt die Bundesnetzagentur damit ein falsches Signal in einer Phase, in der das Stromsystem auf mehr Flexibilität angewiesen ist.
Kontrovers diskutiert wird auch ein neues Instrument, das ab 2029 greifen soll: ein jährlich zu entrichtender Kapazitätspreis für Einspeiser. Der Verband warnt, dass die Dynamik dieses Modells die Kalkulation für Projektierer und Finanzierer erheblich erschwere. Insbesondere der vorgesehene rollierende Mechanismus bedürfe einer genaueren Bewertung. Eine prognostizierbare Deckelung innerhalb eines klar definierten Korridors wäre nach Ansicht des BEE der sinnvollere Weg gewesen – Investitionen in Projekte der Erneuerbaren müssten kalkulierbar bleiben.
Besonders kritisch sieht der Verband, dass die Behörde nicht zwischen dargebotsabhängigen Erzeugern wie Wind und Photovoltaik und steuerbaren Quellen wie Biomasse oder Wasserkraft unterscheidet. Für Biogasanlagen etwa stehe ein pauschaler Kapazitätspreis im Widerspruch zu den Flexibilitätsanforderungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes. Anstatt Anlagen zu motivieren, in wind- und sonnenarmen Phasen volle Leistung bereitzustellen, würden ausgerechnet jene Betriebsweisen verteuert, die das Netz stabilisieren sollen.
Grundsätzliche Zustimmung erntet hingegen die Entscheidung, dynamische Einspeisenetzentgelte erst ab 2032 einzuführen. Solche Arbeitspreise könnten bei Wasserkraft, Bioenergie und Speichern durchaus netzdienliches Verhalten anreizen – für Wind- und PV-Projekte hingegen bedrohten sie die Investitionssicherheit. Voraussetzung sei ohnehin eine weitreichende Digitalisierung der Netze, damit räumliche Detailtiefe und Kommunikationsprozesse überhaupt funktionierten. Ohne diese Grundlage drohten preisverzerrende Effekte, weil die bestehende Infrastruktur lokale Marktentwicklungen nicht präzise abbilden könne.
Der BEE fordert deshalb, im weiteren Prozess konsequent zwischen den Technologien zu differenzieren. Was für Biomasse und Wasserkraft funktioniert, taugt nicht zwangsläufig für Wind und Sonne. Vor allem aber dürfe es nicht zu einer Mehrfachbelastung kommen: Zwei parallele Einspeisenetzentgelte zusammen mit Baukostenzuschüssen wären, so der Verband, eine unverhältnismäßige Hürde für Erzeuger – und damit das Gegenteil dessen, was die Reform eigentlich erreichen soll.
