Vor der Liberalisierung des Strommarktes wurden die Stromnetze von staatlichen Energieversorgern betrieben, die die Kosten für den Netzbetrieb in die Strompreise integrierten. Seit der Liberalisierung in den 1990er Jahren werden die Netzentgelte von den Netzbetreibern als zusätzlicher Posten auf der Strom- und Gasrechnung erhoben. Diese Kosten umfassen den Betrieb, Ausbau und die Instandhaltung der Stromnetze sowie verschiedene Umlagen und Abgaben zur Förderung erneuerbarer Energien und anderer energiepolitischer Ziele. Seit der Netzausbau mit dem zunehmenden Ausbau der Erneuerbaren ein immer drängenderer Punkt auf der Energiewende-ToDo-Liste ist, sind seine stetig steigenden Kostenschätzungen, als wesentlicher Kostenpunkt auf der Stromrechnung der Verbraucher, ganz oben auf die Tagesordnung von Wirtschaft und Bürgern gerutscht.
Dies führt zu zunehmenden Diskussionen über die Transparenz und Angemessenheit der Netzentgelte sowie darüber, wie die Kosten gerechter auf die Verbraucher verteilt werden können und wie Anreize für eine effizientere Nutzung der Stromnetze geschaffen werden können. Dazu gehören beispielsweise Anpassungen der Netzentgeltstruktur, die Förderung von Flexibilitätsmaßnahmen und die Digitalisierung der Stromnetze zur Verbesserung der Netzauslastung und -effizienz.
Diskutiert werden aktuell verschiedene Instrumente, wie beispielsweise sogenannte dynamische, flexible oder auch variable Netzentgelte. Dynamische Netzentgelte: https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/BK6-GZ/2022/BK6-22-300/Stellungsnahmen_zweite_Konsultation/LichtBlick%20SE%20und%20Neon%20Neue%20Energie%C3%B6konomik%20Memo.pdf?__blob=publicationFile&v=1
Hierbei orientieren sich die zu zahlenden Entgelte nach der Netzbelastung oder saisonalen Besonderheiten. Flexible Netzentgelte könnten auch so gestaltet werden, dass Verbraucher, die flexibel auf Netzengpässe reagieren können, durch niedrigere Entgelte oder sogar Prämien belohnt werden. Dies könnte Anreize schaffen, um beispielsweise Lasten zu verschieben oder Batterieenergiespeicher einzusetzen und damit das Netz zu entlasten.
Auch die aktuelle Netzentgeltregelung beinhaltet bereits verschiedene Sonderregelungen für die Berechnung von Netzentgelten, die bestimmte Verbrauchergruppen unterstützen oder spezifische Verhaltensweisen fördern.
Ein Beispiel hierfür ist die Vereinbarung individueller Netzentgelte, die Großverbrauchern mit einer gesicherten Bandlastabnahme eine Reduzierung der Netzentgelte gewährt. Was im Rahmen der Energiewende widersinnig klingen mag, hat seinen Ursprung in der Zeit vor der erneuerbaren Energieerzeugung. Die zentrale Versorgung mit Strom aus Großkraftwerken war weniger auf die Flexibilität der Verbraucher angewiesen als darauf, eine sichere Mindestabnahme für die Kraftwerke zu garantieren. Industrielle Großabnehmer boten mit ihrem Grundlastbedarf einen guten Partner, um die Stromerzeugung trotz fluktuierenden Energiebedarfs wirtschaftlicher für die Betreiber und damit auch kostengünstiger für die Verbraucher zu gestalten. Um gleichzeitig dafür zu sorgen, dass nicht jeder industrielle Verbraucher seine eigene Leitung zum nächsten Großkraftwerk baut, wurde die Reduzierung der Netzentgelte für das gemeinsam genutzt Stromnetz Deutschlands vereinbart.
Im Rahmen der Energiewende wird dieses „Bandlastkriterium“ hinterfragt. Der Anreiz, eine kontinuierliche Abnahme zu garantieren, passt nicht mehr zur Erzeugungsrealität der deutschen Stromversorgung, insbesondere zur Volatilität der erneuerbaren Erzeugung. Hinzu kommt, dass die strenge Einhaltung dieses Kriteriums Flexibilität verhindert, weil bei einer Abweichung der Verlust des individuellen Netzentgeltes und den Unternehmen dadurch Mehrkosten in Millionenhöhe drohen.
Um dieses geschäftsgefährdende Szenario abzuwenden und den Nutzen der industriellen Lastflexibilität dennoch in einem gewissen Umfang zum Wohle der Netzsicherheit nutzen zu können, hat die Bundesnetzagentur unlängst Ausnahmen von dem Bandlastkriterium festgelegt. So sollen die Unternehmen ihre Last reduzieren dürfen, wenn die Strompreise besonders hoch sind. Diese Hochpreisphasen resultieren vereinfacht gesagt aus der Kombination aus einem Mangel an erneuerbarer Erzeugung und einer hohen Nachfrage, wie sie beispielsweise morgens und abends häufig auftritt, wenn die Erzeugung aus Photovoltaik mit dem Auf- und Untergang der Sonne nicht ihre volle Verfügbarkeit hat und den Verbrauch noch nicht oder nicht mehr decken kann. Die Reduzierung der Last aus industriellen Prozessen kann in diesen Zeiten preisdämpfend wirken, weil keine teuren Gaskraftwerke einspringen müssen, um die Erneuerbaren in dieser für das Stromnetz heiklen Phase der sogenannten PV-Rampen zu flankieren. Für die Industrieabnehmer hat dies den angenehmen Nebeneffekt, dass sie wiederum ihre eigenen Stromkosten reduzieren oder auch ihren bereits langfristig erstandenen Strom gewinnbringend in den Markt verkaufen und damit den Bedarf an kurzfristig zu erzeugendem Strom mithilfe dieser Flexibilitätsvermarktung weiter reduzieren können.
Eine langfristige Perspektive haben derartige Sonderregelungen allein aufgrund ihrer Beihilferelevanz jedoch nicht – so die Aussage der Bundesnetzagentur, die nach einer beilhilfekonformen Nachfolgeregelung strebt. Den Industriebetrieben die Vergünstigung bei den Netzentgelten gänzlich zu streichen, nimmt jedoch den Unternehmen die wirtschaftliche Perspektive – eine klassische Zwickmühle.
An dieser Stelle sollen zwei mögliche Auswege skizziert werden, die jedoch eher als Anregungen, denn als fertige Konzepte verstanden werden sollen. Beiden liegt die Beibehaltung der vergünstigten Netzentgelte zugrunde.
Variante 1 - Das individuelle Netzentgelt
Erweiterung der Regelung zum individuellen Netzentgelt um folgenden Zusatz: „Systemdienliche Lastflexibilität hat keinen Einfluss auf Art und Höhe der zu entrichtenden Netzentgelte.“ Diese Aussage war bereits sinngemäß im Grün- und Weißbuch zum Strommarkt 2.0 enthalten.
Dem Einwand, dass das Bandlastkriterium aus der Zeit gefallen sei, ist entgegenzusetzen, dass eine Bandlast, die bei Bedarf flexibel auf die Erzeugungssituation der Erneuerbaren reagieren kann, von ihrer Nennlast aus einen eindeutig definierten Startpunkt hat und damit eine sichere Flexibilitätsoption bietet. Damit ist sie vergleichbar mit einem vollständig geladenen Energiespeicher oder, je nach Möglichkeiten, sogar wahlweise mit einem geladenen oder entleerten Batteriespeicher.
Variante 2 - Flexibilität
Flexibilität als Zulassungskriterium für Sonderkonditionen – Um die Erzeugung der Erneuerbaren integrieren zu können, braucht das Verbrauchersystem so viel Flexibilität wie möglich inklusive einer intelligenten Flexibilitätsvermarktung. Industrielle Prozesse haben andere Möglichkeiten der Lastverschiebung als beispielsweise Batteriespeicher, insbesondere wenn sie ihren Verbrauch mit einem lagerbaren Produkt „hedgen“ können. Aus Sicht des Energiesystems spielt es zudem keine Rolle, ob ein Batteriespeicher Strom speichert oder ein Unternehmen mehr abnimmt bzw. der Energiepeicher einspeist oder das Unternehmen weniger entnimmt. Man könnte daher flexiblen Verbrauchern auch auf Basis ihrer Mithilfe bei der Integration erneuerbarer Stromerzeugung ein individuelles Netzentgelt anbieten. Immerhin sorgen diese dafür, dass Geld für den Netzausbau und Kosten für Regelenergie und auch Redispatch eingespart werden können, die ansonsten über die Netzentgelte finanziert werden.
Hinzu kommt, dass auch eine zeitliche Entfristung solcher Regelung zwingend erforderlich ist, um die bislang fehlende Planungssicherheit zu schaffen, die Investitionen in zusätzliche Flexibilität überhaupt erst ermöglicht.
Am Rande bemerkt, muss zudem das Konzept des „physikalischen Pfades“, das der bisherigen Berechnung des individuellen Netzentgeltes zugrunde gelegt wird, ebenfalls umgedacht werden. Man könnte den „neuen“ physikalischen Pfad beispielsweise zum nächsten Netzengpass rechnen. Dann würde man in die Entlastung den Netzausbau integrieren und nicht pauschal entlasten. Ebenfalls denkbar wäre, dass Netzknotenpunkte, an denen die Leitungen zu Wind- und Solarparks zusammenlaufen, für die Berechnung herangezogen werden. Beide Varianten könnten Redispatch verringern und damit die Diskusssion über die Notwendigkeit einer Strompreiszonentrennung in Deutschland überflüssig machen. Aber diese Thematik bedarf einer separaten Betrachtung.
Insgesamt stehen die Netzentgelte vor einer spannenden Zukunft, in der sie eine zentrale Rolle bei der Umsetzung der Energiewende spielen werden, aber nicht nur die Netzentgelte.
Im Rahmen der Transformationen unserer Energieerzeugungslandschaft wird ein ganzes System auf den Kopf gestellt und das Neue passt meist nicht ideal auf das Alte. Gerade in dieser Umbruchphase brauchen Investitionen einen sicheren (regulatorischen Rahmen) und eine verlässliche Planungsperspektive. Diese müssen pragmatische und schnell umsetzbare (Brücken-) Lösungen ermöglichen – eher „quick and dirty“ als nach dem gewohnten Prinzip der „deutschen Gründlichkeit“. Die Ziele müssen definiert sein, die Wege dorthin flexibel und offen für Ideen und Vorschläge – auch auf die Gefahr hin, dass der eine oder andere Weg in einer Sackgasse enden könnte. Der Stillstand ist es, der die Transformation bedroht, nicht mögliche Fehler.
