AgNes: So sollen Netzentgelte künftig verteilt werden

Kostenexplosion und Verursachungsgerechtigkeit

Amprion begrüßt die Reform, denn in den letzten zehn Jahren sind die Entgelte für das Übertragungsnetz auf etwa das Sechsfache gestiegen und mussten durch Bundeszuschüsse abgefedert werden. Haupttreiber waren neben den hohen Investitionen in die Übertragungsnetze die gestiegenen Strompreise: Viele Systemdienstleistungen werden am Markt beschafft oder kostenbasiert vergütet und orientieren sich am Strompreis – steigt dieser, steigen automatisch auch die Netzentgelte.

Darüber hinaus zahlen die neuen Mengen im System – etwa Wärmepumpen, E-Mobilität oder Elektrolyseure – teilweise keine Netzentgelte. „Wenn trotzdem Kosten steigen, kommt eine Unwucht ins System“, sagt Dr. Lukas Schuchardt, Leiter Nationales Regulierungsmanagement bei Amprion. „Daher gilt es, die Kosten verursachungsgerecht und nachvollziehbar zu verteilen. Eine Privilegierung bei den Netzentgelten muss aus unserer Sicht stark mit netzdienlichem Verhalten verknüpft werden.“

AgNes-Entwurf: Mehr Flexibilität, neue Kostenverteilung

Nach umfangreichen Konsultationen liegt nun der Entwurf der Behörde vor. Aus Amprion-Sicht weist er insgesamt in die richtige Richtung: Die neue Systematik fördert Flexibilität und verteilt Kosten neu. Erzeugungsanlagen, Speicher und Elektrolyseure werden erstmals systematisch in die Netzentgeltlogik einbezogen, und die Kostenverteilung zwischen den Netzebenen orientiert sich stärker an der tatsächlichen Netznutzung. In einzelnen Punkten sieht Amprion jedoch noch Nachbesserungsbedarf.

Einspeiseentgelte

Erstmals sollen Erzeugungsanlagen ab einer bestimmten Größe ein eigenes Netzentgelt zahlen. Es orientiert sich an der Anschlussleistung und soll einen Teil der Kosten für Systemdienstleistungen finanzieren. Die Entgelte sind im Festlegungsentwurf jedoch niedrig angesetzt, zudem gibt es breiten Vertrauensschutz für bestehende und bereits entschiedene Projekte. Für Amprion ist dieser Einstieg ein wichtiges Signal: Wer mit seiner Einspeisung das Netz mitprägt, soll sich an den Kosten beteiligen. Der Kapazitätspreis ist gering, wodurch Verzerrungen im Markt vermieden werden. Gleichzeitig führt der breite Bestandsschutz dazu, dass viele Anlagen nicht erfasst werden und der kostensenkende Effekt gering bleibt.

Einbeziehung von Speichern und Elektrolyseuren

Auch Speicher und Elektrolyseure werden in AgNes einbezogen. Netzgekoppelte Speicher sollen ein kapazitätsbasiertes Netzentgelt zahlen. Elektrolyseure, die grünen oder kohlenstoffarmen Wasserstoff produzieren, erhalten ein besonderes Netzentgelt, das sich an den Einspeiseentgelten orientiert. Der Einstieg ist jeweils moderat und mit Vertrauensschutz verbunden. Amprion bewertet das positiv: Speicher und Elektrolyseure werden zentrale Akteure des zukünftigen Energiesystems sein. Es ist wichtig, dass ihre Netznutzung sichtbar wird und sie sich an der Finanzierung beteiligen, ohne Investitionen in der Aufbauphase zu gefährden. Für Speicher ist das Kapazitätsentgelt aus unserer Sicht allerdings zu gering.

Dynamische Netzentgelte

Dynamische Netzentgelte sollen künftig zeitlich und regional variieren und zeigen, wann und wo das Netz stark belastet ist. Ziel ist es, Netzengpässen im Übertragungsnetz einen angemessenen „Preis“ zu geben und Anreize für ein sowohl markt- als auch netzdienliches Verhalten zu setzen. Voraussichtlich werden sie ab 2030 für Speicher und später auch für Erzeugungsanlagen eingeführt. Die Übertragungsnetzbetreiber haben dynamische Netzentgelte in den vorangegangenen Konsultations‑Workshops kritisch bewertet. Aus ihrer Sicht wird ihre Wirkung insgesamt überschätzt: Sie helfen insbesondere nicht, wenn kurzfristig Redispatch-Bedarf besteht – zugleich ist der Umsetzungsaufwand hoch.

Kostenverteilung zwischen den Netzen

Besonders relevant für Netzbetreiber ist die neue Logik der Kostenverteilung zwischen Übertragungs- und Verteilnetzen. Künftig soll stärker zählen, wie viel Strom die Endkunden in einem Netz tatsächlich verbrauchen. Daraus ergibt sich der Anteil, den ein Netzbetreiber an den Kosten des vorgelagerten Netzes trägt. Amprion begrüßt das ausdrücklich. Heute zahlen Netzbetreiber mit viel dezentraler Erzeugung teilweise sehr wenig für das Übertragungsnetz – obwohl sie es in Zeiten ohne Wind und Sonne vollständig nutzen. Dieses Ungleichgewicht würde durch AgNes verringert, auch wenn damit merkliche Umverteilungen verbunden sind. „Netzkosten müssen sachgerecht verteilt werden“, sagt Lukas Schuchardt. „Mit der neuen Kostenverteilung korrigieren wir einen Schiefstand, der seit etwa 20 Jahren besteht.“

Industriekunden und Flexibilität

An das Höchstspannungsnetz angeschlossene Industriekunden profitieren von der neuen Kostensystematik: Sie werden künftig deutlich weniger zahlen. Aus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber müssen die Regeln für Industrienetzentgelte jedoch weiterentwickelt werden, damit industrielle Flexibilität gezielt dort eingesetzt wird, wo sie dem System tatsächlich hilft. Sie soll nur dann aktiviert werden, wenn ein systemischer Bedarf besteht und sie netzdienlich wirkt, also in besonders kritischen Netzsituationen sowie zur Systemunter- und Systemüberdeckung beiträgt.

Im Reformprozess hat die Bundesnetzagentur drei Modelle entwickelt, die derzeit in Pilotprojekten getestet werden. Neben den Modellen A und B, die auf tägliche Flexibilität nach Markt- beziehungsweise Netzsignalen setzen, adressiert Modell C seltene, besonders kritische Netzsituationen. Auf dieser Grundlage haben die Übertragungsnetzbetreiber Modell C 2.0 weiterentwickelt, das zurzeit ebenfalls in der Praxis erprobt wird. Im Fokus stehen rund 200 kritische Stunden pro Jahr, in denen die Übertragungsnetzbetreiber aus Frequenz- oder Engpasssicht gezielt Flexibilität benötigen. Ziel ist es, industrielle Lasten in klar definierten Ausnahmesituationen so einzubinden, dass sie verlässlich zur Stabilisierung des Systems beitragen.

„Wir freuen uns, dass die Bundesnetzagentur das von uns entwickelte Modell in der Praxis testet“, sagt Lukas Schuchardt. Die Pilotprojekte laufen noch bis Ende 2026, eine Verlängerung der Erprobungsphase ist möglich. Erst danach wird sich zeigen, welche Ausgestaltung sich durchsetzt.

Vom Beschluss zur Umsetzung

Die AgNes-Rahmenfestlegung der Bundesnetzagentur wird für Dezember 2026 erwartet. Ab 2027 bleiben dann zwei Jahre Zeit für die Umsetzung, bevor die neue Systematik 2029 in Kraft tritt. Viele Elemente werden ihre volle Wirkung allerdings erst in den frühen 2030er Jahren entfalten.

Amprion versteht AgNes als Beginn eines Lernprozesses. Die Grundrichtung – mehr Verursachungsgerechtigkeit, Einbindung von Erzeugern, Speichern und Elektrolyseuren sowie eine reformierte Kostenverteilung – wird unterstützt. Entscheidend wird sein, die Lenkungswirkungen und Übergangsregeln regelmäßig zu überprüfen und weiterzuentwickeln.