Das Dokument ist ein Diskussionspapier der Bundesnetzagentur zur Neugestaltung der Netzentgeltsystematik für Strom in Deutschland im Kontext der Energiewende.
Reform der Netzentgelte in Deutschland
Die Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) wird bis Ende 2028 außer Kraft gesetzt, um den veränderten Rahmenbedingungen durch die Energiewende gerecht zu werden. ​ Die Bundesnetzagentur plant eine neue Netzentgeltsystematik, die die Interessen aller Netznutzer berücksichtigt. ​

Die StromNEV wird am 31.12.2028 außer Kraft treten. ​
Der Europäische Gerichtshof hat die normative Regulierung als rechtswidrig eingestuft.
Die neue Systematik soll den Ausgleich zwischen Netzkosten, Nutzerinteressen und Umsetzbarkeit gewährleisten.
Ein enger Austausch mit Stakeholdern ist vorgesehen. ​

Herausforderungen durch die Energiewende
Die dezentrale Einspeisung erneuerbarer Energien führt zu einem erhöhten Netzausbaubedarf und Engpassmanagement. Das Netznutzungsverhalten verändert sich durch steigende Eigenerzeugung und E-Mobilität. ​

Erneuerbare Energien werden vor allem im Norden und Osten Deutschlands eingespeist. ​
Es entsteht ein hoher Netzausbaubedarf von ca. ​ 360 Mrd. € bis 2045.
Die Eigenerzeugung von Haushalten und Industrie nimmt zu, was die Netzentgelte beeinflusst. ​
E-Mobilität und Wärmepumpen führen zu zusätzlichen Verbräuchen auf Niederspannungsebene. ​

Ziele der neuen Netzentgeltsystematik
Die Netzentgelte sollen eine Finanzierungsfunktion erfüllen und gleichzeitig Anreize für Kosteneffizienz und Energieeffizienz setzen. ​ Eine klare Identifizierung der Ziele ist notwendig, um eine konsistente Systematik zu entwickeln.

Die Netzentgelte müssen die tatsächlichen Netzkosten decken. ​
Anreize sollen das Netznutzungsverhalten optimieren und die Integration erneuerbarer Energien fördern. ​
Die Finanzierungsbeteiligung soll die Tragung der Netzkosten durch verschiedene Nutzergruppen angemessen regeln. ​
Umsetzbarkeit und Praktikabilität sind entscheidend für die Akzeptanz der neuen Systematik.

Dimensionen der Netzentgeltsystematik
Die Systematik umfasst vier Dimensionen: Kostenorientierung, Anreizfunktion, Finanzierungsbeteiligung und Umsetzbarkeit. Diese Dimensionen müssen in ein ausgewogenes Verhältnis gebracht werden.

Kostenorientierung sichert die Refinanzierung der Netzkosten.
Anreizfunktion fördert Kosteneffizienz und Energieeffizienz.
Finanzierungsbeteiligung sorgt für eine gerechte Verteilung der Netzkosten. ​
Umsetzbarkeit gewährleistet, dass die Systematik praktisch anwendbar ist.

Finanzierungsbedarf und Kostenverteilung
Die Netzentgelte müssen so gestaltet werden, dass sie die Kosten der Netzbetreiber decken, ohne dass sachfremde Kosten auf die Nutzer abgewälzt werden. ​ Die Verteilung der Kosten hat erhebliche Auswirkungen auf die verschiedenen Nutzergruppen.

Der Ausbau der Netze erfordert Investitionen von ca. 360 Mrd. € bis 2045.
Die Kostenverteilung muss diskriminierungsfrei erfolgen.
Die Systematik soll die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit der Nutzergruppen berücksichtigen.
Ein Ziel ist es, die Belastungen für sozial schwächere Nutzergruppen zu minimieren.

Netzentgeltsystematik und ihre Grundlagen
Die Netzentgeltsystematik in Deutschland regelt die Kostenbeteiligung der Netznutzer an den Netzkosten, die den Netzbetreibern für Betrieb und Ausbau der Netze entstehen. ​ Die Netzentgelte werden jährlich veröffentlicht und basieren auf einer detaillierten Kostenrechnung. ​

Netzentgelte sind in der StromNEV geregelt und basieren auf den Kosten der Netzbetreiber. ​
Es gibt 866 Netzbetreiber in Deutschland mit unterschiedlichen Entgeltniveaus. ​
Die Netzentgelte decken die Nutzung aller Netzebenen ab, Einspeisung ist derzeit kostenfrei.
Die Berechnung erfolgt über Kostenarten-, Kostenstellen- und Kostenträgerrechnung, beginnend mit der zulässigen Erlösobergrenze. ​
Die Kostenwälzung erfolgt in einem Top-Down-Ansatz, wobei Kosten von höheren zu niedrigeren Netzebenen verteilt werden. ​

Netzentgeltberechnung und Kostenwälzung
Die Berechnung der Netzentgelte erfolgt jährlich und berücksichtigt verschiedene Kostenarten, um eine faire Kostenverteilung zu gewährleisten. ​ Die Einführung von EE-bedingten Mehrkosten wird ab 2025 erwartet.

Die finale Veröffentlichung der Netzentgelte erfolgt am 01. Januar eines jeden Jahres. ​
Die Kostenarten umfassen Personalkosten, kalkulatorische Abschreibungen und Kapitalkosten. ​
Die g-Funktion wird verwendet, um die Gleichzeitigkeit der Jahreshöchstlasten zu approximieren. ​
Ab 2025 wird eine Wälzung der EE-bedingten Mehrkosten in die Netzentgelte eingeführt. ​

Sondertatbestände und Ausnahmen
Es gibt verschiedene Sondertatbestände, die von der allgemeinen Netzentgeltsystematik abweichen und spezifische Regelungen für bestimmte Nutzergruppen bieten. Diese Ausnahmen können die Komplexität der Abrechnung erhöhen.

„Pooling“ ermöglicht die gemeinsame Abrechnung mehrerer Entnahmestellen eines Nutzers. ​
Individuelle Entgelte können für singuläre Nutzung von Betriebsmitteln abgerechnet werden.
Die Netzreservekapazität bietet Rabatte auf den normalen Leistungspreis.
Vermiedene Netzentgelte sind Zahlungen an dezentrale Erzeugungsanlagen zur Einsparung von Netzausbaukosten. ​

Kostenorientierung und Finanzierungsbeteiligung
Die aktuelle Netzentgeltsystematik zeigt Stärken in der Kostenorientierung, hat jedoch Schwächen in der Finanzierungsbeteiligung, insbesondere durch die fehlende Beteiligung von Erzeugungsanlagen.

Die Kostenorientierung ist gegeben, da die Erlösobergrenze zuverlässig finanziert wird.
Es gibt zunehmende Umlagen zur Finanzierung von Netzkosten, z.B. EE-Mehrkosten (2025: ca. ​ 2,4 Mrd. €).
Die Finanzierungsbeteiligung ist negativ zu bewerten, da viele Nutzergruppen von Netzentgelten befreit sind. ​
Prosumers (Eigenversorger) tragen nicht zur Finanzierung der Netzkosten bei, obwohl das Netz weiterhin vorgehalten werden muss.

Anreizfunktion und Nutzerverhalten
Die Anreizfunktionen der Netzentgelte sind begrenzt, da die Abhängigkeit von der Entnahme nicht immer zu einem effizienten Nutzerverhalten führt. Es gibt Anomalien, die zu ineffizienten Entscheidungen führen können.

Die Netzentgelte setzen Anreize für sparsamen Umgang mit Netzkapazität, sind jedoch oft nicht notwendig. ​
Die Netzentgeltanomalie führt dazu, dass niedrigere Spannungsebenen günstiger sind als vorgelagerte.
Der Pancaking-Effekt belastet die Nutzer durch doppelte Kosten für eine Netzebene. ​
Die Anreizfunktion könnte durch eine stärkere Berücksichtigung von Flexibilität und Eigenverbrauch verbessert werden.

Einführung von Einspeiseentgelten
Die Diskussion über die Einführung von Einspeiseentgelten zielt darauf ab, Einspeiser an den Netzkosten zu beteiligen, um die steigenden Kosten durch erneuerbare Energien zu decken. ​

Derzeit sind Einspeiser in Deutschland von Netzentgelten befreit.
Einspeiseentgelte könnten eine paritätische Kostenbeteiligung zwischen Verbrauchern und Einspeisern ermöglichen. ​
Mögliche Entgeltkomponenten sind Arbeitspreis, Leistungspreis, Kapazitätspreis und Grundpreis. ​
Die Einführung könnte Anreize für eine schnellere Anbindung von EE-Anlagen schaffen. ​

Einführung eines Baukostenzuschusses
Ein Baukostenzuschuss könnte als Ergänzung zu Einspeiseentgelten dienen, um Anreize für eine netzdienliche Ansiedlung neuer Erzeugungskapazitäten zu schaffen. ​

Der BKZ würde einmalig bei der Anschlusserstellung erhoben werden.
Er könnte ein Preissignal senden, um sparsamen Umgang mit Netzanschlusskapazität zu fördern. ​
Bestandsanlagen wären von der Erhebung ausgeschlossen, was Akzeptanzprobleme hervorrufen könnte.
Die rechtlichen Rahmenbedingungen müssten angepasst werden, um die Einführung zu ermöglichen.

Netzentgeltkomponenten und Grundpreis
Die Einführung eines verpflichtenden Grundpreises könnte strukturbedingte Kosten besser reflektieren und die Abhängigkeit von entnahmeabhängigen Komponenten verringern. ​

Der Grundpreis würde pauschal für jeden Anschlusspunkt erhoben werden.
Dies könnte die Kostenorientierung und Finanzierungsbeteiligung verbessern. ​
Eine Staffelung des Grundpreises könnte zur Entlastung kleiner Verbraucher beitragen. ​
Die Anreizfunktion könnte durch die Reduzierung entnahmeabhängiger Komponenten gestärkt werden.

Dynamisierung der Netzentgelte
Die Dynamisierung der Netzentgelte könnte dazu beitragen, die Netznutzung effizienter zu gestalten, birgt jedoch Herausforderungen in der Umsetzung und Komplexität. ​

Dynamische Netzentgelte könnten kurzfristige Grenzkosten abbilden und Anreize für flexibles Nutzerverhalten schaffen. ​
Es gibt verschiedene Ansätze zur Dynamisierung, darunter zeitvariable und peak load pricing.
Die Umsetzung erfordert eine hohe Digitalisierung und Prognosefähigkeit der Netzbetreiber.
Eine stärkere Orientierung an Knappheiten könnte die Anreizfunktion verbessern, birgt jedoch Risiken für weniger flexible Verbraucher.

Einführung bundeseinheitlicher Netzentgelte
Die Einführung bundeseinheitlicher Netzentgelte auf Übertragungs- und Verteilernetzebene zielt darauf ab, regionale Unterschiede bei den Netzentgelten auszugleichen und die Kosten für die Integration erneuerbarer Energien (EE) gerechter zu verteilen. ​

Ab 2023 werden regionale Unterschiede bei den Übertragungsnetzentgelten vollständig ausgeglichen. ​
Ab 2025 wird ein wesentlicher Kostenanteil der Netzbetreiber über eine Umlage im Versorgungsgebiet anderer Netzbetreiber gedeckt. ​
Die originären Netzentgelte spiegeln nun verstärkt gebietsspezifische Strukturkosten wider. ​

Bewertung der Anpassungsoptionen
Die Bewertung der Anpassungsoptionen zur Netzentgeltsystematik zeigt sowohl Vorteile als auch Herausforderungen bei der Einführung bundeseinheitlicher Netzentgelte. ​

Kostenorientierung wird durch die Betrachtung der Gesamtnetzkosten verbessert, jedoch könnte der Rechtfertigungsdruck für Netzbetreiber mit hohen Kosten sinken.
Die Umsetzbarkeit ist komplex, da 866 Verteilernetzbetreiber mit unterschiedlichen Strukturen involviert sind, was zu erhöhtem administrativen Aufwand führt. ​
Finanzierungsbeteiligung könnte die Kostenreflexivität schwächen, da individuelle Kosten nicht mehr in den Netzentgelten abgebildet werden.

Anreizfunktion und Effizienz
Die Einführung bundeseinheitlicher Netzentgelte könnte die Anreizfunktion für Netzbetreiber beeinflussen und Effizienzgewinne sowie -verluste mit sich bringen. ​

Netzbetreiber könnten weniger Verantwortung gegenüber lokalen Verbrauchern haben, was Effizienzanreize mindern könnte.
Gleichzeitig könnten netzentgeltbasierte Fehlentscheidungen bei der Standortwahl verringert werden. ​
Ein einheitliches Netzentgelt könnte die Transparenz erhöhen und den Wettbewerb bei Strompreisen fördern. ​

Herausforderungen für Speicherbetreiber
Die Netzentgeltsystematik für Speicher steht vor Herausforderungen, insbesondere hinsichtlich der Gleichbehandlung und der finanziellen Beteiligung an Netzkosten.

Speicher sind derzeit oft von Netzentgelten befreit, was zu einer Diskriminierung anderer Netznutzer führen kann. ​
Ab 2028 unterliegen Speicher der allgemeinen Netzentgeltsystematik, was Planungssicherheit erfordert. ​
Ein flexibler Netzanschlussvertrag könnte eine netzneutrale Einbindung der Speicher ermöglichen, jedoch ist der administrative Aufwand hoch. ​

Kostenwälzung und Netzebenen
Die Diskussion über die Zusammenfassung von Netz- und Umspannebenen zielt darauf ab, Fehlanreize zu vermeiden und die Kostenverteilung zu optimieren. ​

Netzentgeltanomalien könnten durch die Zusammenfassung von Netzebenen vermieden werden. ​
Die Zuordnung von Kosten zu Umspannebenen könnte die Anreizwirkung positiv beeinflussen.
Die Umsetzung könnte jedoch komplex sein, insbesondere bei der eindeutigen Zuordnung von Betriebsmitteln. ​

Bidirektionale Kostenwälzung
Die bidirektionale Kostenwälzung könnte die Kostenverteilung gerechter gestalten, indem sie tatsächliche Lastflüsse berücksichtigt. ​

Diese Methode könnte die Transparenz des Systems verringern und die Planbarkeit erschweren.
Die Verursachungsgerechtigkeit würde durch die Berücksichtigung von Rückspeisungen gestärkt.
Die Bundesnetzagentur zeigt sich zurückhaltend gegenüber diesem Ansatz aufgrund der erhöhten Komplexität. ​