Mit der „Rahmenfestlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom“ (AgNes) will die Bundesnetzagentur die Netzentgeltregulierung neu aufsetzen. Notwendig wird dies nach einem Urteil des Europäischen Gerichtshofs (EuGH) vom September 2021, durch das die Rechtsgrundlage für die bisherigen Regelungen entfallen. Im AgNes-Prozess hat die Bundesnetzagentur immer wieder deutlich gemacht, dass sie die Netzkosten künftig verursachergerecht und fair auf die Nutzer verteilen will. Ihre vorläufigen Vorschläge liegen auch auf dem Tisch.
Am Donnerstag veröffentlichte nun der wissenschaftliche Arbeitskreis für Regulierungsfragen – abgekürzt WAR – der Bundesnetzagentur eine Stellungnahme zu den Plänen der Behörde. Der Arbeitskreis besteht aus 13 Wissenschaftlern und berät die Bundesnetzagentur nach eigener Darstellung „in voller Unabhängigkeit in allen Fragen der Regulierung“. In der 23-seitigen Stellungnahme habe sich das Gremium auf Fragen konzentriert, die besonders kontrovers diskutiert würden. Daher sollte in diesen Fällen eine neutrale Sicht besonders hilfreich sein.
insgesamt fünf Empfehlungen spricht der WAR für die künftige Ausgestaltung der Netzentgeltsystematik aus. So sollten Großverbraucher gemäß der bestellten Netzkapazität und nicht der bezogenen Leistung an Netzentgelten beteiligt werden. Dies würde nach Ansicht des WAR Flexibilitätshemmnisse abbauen. Zudem plädieren die Wissenschaftler dafür, die bisherige Systematik für Haushaltskunden prinzipiell beizubehalten. Allerdings befürworten auch sie einen höheren nutzungsabhängigen Grundpreis für Besitzer von Photovoltaik-Anlagen bei einer gleichzeitig niedrigeren mengenabhängigen Preiskomponente. Als dritte Empfehlung heißt es, dass die Erzeuger, also Einspeiser, über eine kapazitätsabhängige Einspeisegebühr stärker an den Netzkosten beteiligt werden sollten. Dynamische Netzentgelte würden zudem nach Ansicht des WAR bei Batteriespeichern und Verbrauchern zu einer besseren Nutzung der Flexibilitätspotenziale führen. Die fünfte Empfehlung lautet, auch Speicher nach Auslaufen ihrer Privilegierung an den Netzkosten zu beteiligen.
Gerade letzteres hatte nach einer Ankündigung der Bundesnetzagentur, die Netzentgeltbefreiung für Batteriespeicher möglicherweise vorzeitig zu beenden, da es sich nur um eine „unechte Rückwirkung“ handele, für große Verunsicherung in der Branche gesorgt. Mittlerweile ist die Behörde in diesem Punkt zurückgerudert und will Batteriespeichern, für die bis zum Zeitpunkt der Veröffentlichung der finalen AgNes-Festlegung eine Investitionsentscheidung getroffen wird und die bis 4. August 2029 am Netz sind, die Befreiung für 20 Jahre gewähren.
„Mit Blick auf den verfassungsrechtlich gebotenen Vertrauensschutz hat sich die Bundesnetzagentur für eine sehr behutsame Anpassung entschieden. Die neuen Regeln müssen den Spagat zwischen einer hinreichenden Investitionssicherheit und Anpassungsoffenheit bewältigen. Das gelingt“, erklärte Jürgen Kühling. Er ist Vorsitzender des WAR und Professor an der Universität Regensburg.
In der Stellungnahme schreiben die Wissenschaftler, dass sie eine Beteiligung der Speicher über Kapazitätspreise grundlegend unterstützen. Allerdings wird eine „schrittweise Einführung mit zunächst moderaten Entgeltniveaus“ empfohlen. Hintergrund sind die administrativen Anforderungen und mögliche Fehlanreize. Daher solle das System auch kontinuierlich auf Verteilungs- und Finanzierungswirkungen evaluiert werden. Weiterhin fordert der WAR, dass die Bundesnetzagentur die Ausgestaltung der Baukostenzuschüsse für große Batteriespeicher im Sinne einer systemdienlichen Gesamtsteuerung zentral festlegen sollte.
„Die Einführung von AgNes kann dazu beitragen, erhebliche Effizienzpotenziale bei der Netznutzung zu heben und so auch dazu beitragen, die Kosten der Energiewende zu senken“, ergänzte Justus Haucap, stellvertretender Vorsitzender des Gremiums. Albert Moser, Professor an der RWTH Aachen, verwies zudem darauf, dass gerade dynamische Netzentgelte für Verbraucher und Speicher erheblich dazu beitragen könnten, die Kosten für Redispatch zu reduzieren. Diese Flexibilitätspotenziale seien bislang nicht im Engpassmanagement integriert.