{"id":507384,"date":"2025-07-11T16:36:07","date_gmt":"2025-07-11T15:36:07","guid":{"rendered":"https:\/\/www.oxera.com\/?post_type=agenda&p=507384"},"modified":"2025-07-11T16:39:17","modified_gmt":"2025-07-11T15:39:17","slug":"reform-der-deutschen-stromnetzentgeltsystematik-sollen-einspeiser-netzentgelte-zahlen","status":"publish","type":"agenda","link":"https:\/\/www.oxera.com\/de\/insights\/agenda\/articles\/reform-der-deutschen-stromnetzentgeltsystematik-sollen-einspeiser-netzentgelte-zahlen\/","title":{"rendered":"Reform der deutschen Stromnetzentgeltsystematik: Sollen Einspeiser Netzentgelte zahlen?"},"content":{"rendered":"\n

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat im Mai 2025 ein Diskussionspapier \u00fcber die Zukunft der Stromnetzentgelte in Deutschland ver\u00f6ffentlicht.1<\/sup><\/a> Das Papier stellt kritische Fragen zur zuk\u00fcnftigen Netzentgeltsystematik in Deutschland und die Konsultation k\u00f6nnte zu einer vollst\u00e4ndigen Neugestaltung der Systematik zur Bildung der Netzentgelte f\u00fchren.<\/p>\n\n\n\n

Nachdem der Europ\u00e4ische Gerichtshof festgestellt hat, dass die bisherige normative Regulierung auf Grundlage von Rechtsverordnungen der Bundesregierung gegen die Elektrizit\u00e4tsbinnenmarktrichtlinien verst\u00f6\u00dft, muss die BNetzA ab 2029 den bisherigen Regulierungsrahmen durch eine neue Festlegung der Netzentgelte ersetzen.2<\/sup><\/a><\/p>\n\n\n\n

Die \u00dcberarbeitung der Netzentgeltsystematik bietet auch eine Gelegenheit, den tiefgreifenden strukturellen Ver\u00e4nderungen und neuen Herausforderungen an das Stromnetz, die sich aus dem Ziel der Klimaneutralit\u00e4t und dem fortschreitenden Ausbau der erneuerbaren Energien (EE) ergeben, Rechnung zu tragen. Die dezentrale Energieerzeugung und die zeitliche Entkoppelung der Nachfrage, die volatileren Einspeiseprofile erneuerbarer Quellen, der zunehmende Eigenverbrauch und das Entstehen von Prosumern (Energieverbrauchern, die beispielsweise \u00fcber PV-Anlagen auch Strom produzieren und \u00dcbersch\u00fcsse in das Netz einspeisen k\u00f6nnen) sowie der insgesamt stark steigende Strombedarf legen nahe, die derzeitige Netzentgeltsystematik, in dem s\u00e4mtliche Entgelte verbrauchsabh\u00e4ngig allein von den Entnehmern getragen werden, grundlegend zu \u00fcberpr\u00fcfen.<\/p>\n\n\n\n

Die BNetzA stellt im Rahmen des Konsultationsverfahrens f\u00fcnf Hauptfragen: (1) Sollen sich auch Einspeiser an der Finanzierung der Netzkosten beteiligen?, (2) Mit welchen Netzentgeltkomponenten soll die Netznutzung abgerechnet werden?, (3) Soll es regional und zeitlich differenzierte dynamische Netzentgelte geben?, (4) Sollen die Entgelte \u00fcber die lokalen Verteilernetze hinweg vereinheitlicht werden und (5) Wie soll das zuk\u00fcnftige Entgeltregime f\u00fcr Speicher aussehen?3<\/sup><\/a><\/p>\n\n\n\n

In diesem Artikel wird die erste Frage er\u00f6rtert, ob sich k\u00fcnftig auch Einspeiser an der Finanzierung der Netzkosten beteiligen sollen. Zun\u00e4chst beschreiben wir den Problembefund, zweitens beleuchten wir die Vor- und Nachteile eines Systemwechsels und diskutieren die Frage, inwieweit ein solcher Systemwechsel die Gesamtnetzkosten senken kann. Im dritten Schritt weisen wir darauf hin, dass die Kosten letztlich dennoch von den Verbrauchern getragen werden d\u00fcrften. Als Viertes untersuchen wir die Wechselwirkungen mit staatlichen Beihilfen, die die vorangegangenen Ergebnisse relativieren k\u00f6nnen. F\u00fcnftens behandeln wir Fragen der Besitzstandswahrung, bevor wir im letzten Schritt unsere Schlussfolgerungen zusammenfassen.<\/p>\n\n\n\n

<\/a>Systemkosten und Kostenverursachung<\/a><\/h1>\n\n\n\n

Der Ausbau der EE-Erzeugung ist ein \u201e[w]esentlicher Treiber der Kosten im Netz\u201c.4<\/sup><\/a> Dar\u00fcber hinaus steigen die zus\u00e4tzlichen Systemkosten infolge der fluktuierenden EE-Einspeiseprofile.5<\/sup><\/a> Dabei handelt es sich um Ausgaben, die durch die Stromerzeugung f\u00fcr die Netze anfallen und \u00fcber die direkten Kosten der Stromerzeugung im Kraftwerk hinausgehen. Hierzu z\u00e4hlen insbesondere Ma\u00dfnahmen des Engpassmanagements, Ausgleichs- und Regelleistungen sowie die erforderliche Verst\u00e4rkung und Erweiterung der Netzinfrastruktur.<\/p>\n\n\n\n

Das Engpassmanagement geh\u00f6rt zu den gr\u00f6\u00dften zus\u00e4tzlichen Systemkosten, die mit dem Ausbau der EE verbunden sind, da die Volatilit\u00e4t der EE-Einspeisung kontinuierlich ausgeglichen werden muss. Ein erheblicher Teil der erneuerbaren Erzeugungskapazit\u00e4ten befindet sich im windreichen Norden und Osten, w\u00e4hrend die industriellen Nachfragezentren im S\u00fcden und Westen liegen; daraus resultieren strukturelle Transportengp\u00e4sse. Zur Entsch\u00e4rfung dieser Engp\u00e4sse m\u00fcssen die Netzbetreiber kostenintensive Ma\u00dfnahmen wie Redispatch und Countertrading einsetzen.6<\/sup><\/a> Die Kosten f\u00fcr das Engpassmanagement in Deutschland betrugen im Jahr 2023 mehr als 3 Milliarden Euro, gegen\u00fcber etwa 1,5 Milliarden Euro im Jahr 2018.7<\/sup><\/a><\/p>\n\n\n\n

Weil Einspeiser in Deutschland bislang keine Netzentgelte zahlen, besteht eine grundlegende Diskrepanz zwischen der Kostenzuordnung und den tats\u00e4chlichen Kostentreibern in einem zunehmend EE-dominierten System. Diese Fehlanpassung f\u00fchrt zu einer ineffizienten Netznutzung und verzerrten Investitionssignalen. Gleichzeitig bietet sie starke finanzielle Anreize f\u00fcr den EE-Ausbau\u2014ein zentrales Element der Dekarbonisierungsstrategie und des schrittweisen Ausstiegs aus der Verstromung fossiler Brennstoffe, insbesondere Braunkohle. Zum Vergleich: Im deutschen Gassektor gibt es bereits Einspeiseentgelte und auch in anderen gro\u00dfen europ\u00e4ischen L\u00e4ndern beteiligen sich Einspeiser an den Netzkosten.8<\/sup><\/a><\/p>\n\n\n\n

Vor diesem Hintergrund sieht die BNetzA in Einspeiseentgelten ein geeignetes Instrument, Stromerzeuger an der Finanzierung der Netzinfrastruktur zu beteiligen und damit die Kostenreflexivit\u00e4t sowie Anreize f\u00fcr netzdienliches Verhalten zu verbessern.9<\/sup><\/a> Ziel ist es effizientere Investitionsentscheidungen zu f\u00f6rdern um so die Gesamtnetzkosten\u2014und damit die Netzentgelte\u2014zu senken.<\/p>\n\n\n\n

Die BNetzA pr\u00fcft verschiedene Ausgestaltungsvarianten. Sie diskutiert Einspeiseentgelte, die sich entweder 1) an der von den Erzeugern im Voraus gebuchten Netzanschlusskapazit\u00e4t, 2) an der Menge des ins Netz eingespeisten Stroms, 3) an der eingespeisten H\u00f6chstlast, 4) an einem pauschalen Betrag pro Netzanschluss oder 5) an einer Anschlussgeb\u00fchr f\u00fcr neue Anlagen orientieren. Die Entgelte k\u00f6nnten auch regional differenziert werden.10<\/sup><\/a><\/p>\n\n\n\n

Dar\u00fcber hinaus pr\u00fcft die BNetzA, ob auch Bestandsanlagen nachtr\u00e4glich an der Refinanzierung des Netzausbaus beteiligt werden sollten, da sie in der Vergangenheit bereits zu diesem beigetragen haben. Solche Ex-post-\u00c4nderungen ber\u00fchren jedoch bestehende Gesch\u00e4ftsmodelle und rufen Akzeptanzprobleme hervor.11<\/sup><\/a><\/p>\n\n\n\n

<\/a>Kostenreflexivit\u00e4t und Anreize f\u00fcr optimales Verhalten<\/a><\/h1>\n\n\n\n

Das Hauptziel einer effizienten Tarifgestaltung besteht darin, sicherzustellen, dass die Preise die zugrundeliegenden (System-)Kosten f\u00fcr die Erbringung einer Dienstleistung pr\u00e4zise widerspiegeln und dadurch wirtschaftliche Entscheidungen in Richtung eines gesellschaftlich optimalen Ergebnisses lenken. Im Kontext von Stromnetzen bedeutet dies, Anreize f\u00fcr effiziente Erzeugungs-, Verbrauchs- und Investitionsmuster zu setzen, wobei Investitionen von transparenten Kosten-Nutzen-Analysen gest\u00fctzt werden.<\/p>\n\n\n\n

Die von der BNetzA vorgeschlagenen Einspeiseentgelte zielen darauf ab, die kostenreflexive Kostenallokation zu verbessern, indem sie zus\u00e4tzliche, durch Einspeisung verursachte Systemkosten internalisieren.12<\/sup><\/a> Die sich daraus ergebenden Einspeiseentgelte k\u00f6nnten wirksame Signale daf\u00fcr geben, wie und wo Anlagen kosteng\u00fcnstig errichtet werden k\u00f6nnen, \u201eum einen unn\u00f6tig teuren Ausbau der Netze zu vermeiden\u201c.13<\/sup><\/a> Im Ergebnis kann dies zu geringeren Gesamtnetzkosten f\u00fchren und damit auch die Netzentgelte senken.<\/p>\n\n\n\n

Die Einspeiseentgelte m\u00fcssen granular, vorausschauend und verh\u00e4ltnism\u00e4\u00dfig sein, damit diese Wirkung eintritt. Gut konzipierte Tarife k\u00f6nnen Einspeiser dazu ermutigen, ihren Betrieb zu optimieren, neue Anlagen strategisch in Gebieten mit freien Netzkapazit\u00e4ten zu platzieren und die Einspeisung an die Netzbedingungen anzupassen, wodurch Engp\u00e4sse und die Abh\u00e4ngigkeit von teuren Redispatch-Ma\u00dfnahmen verringert werden. Um diese Vorteile zu erreichen, sind belastbare Modellierungen erforderlich, die einen robusten, quantifizierbaren Zusammenhang zwischen dem spezifischen Verhalten eines Kraftwerks und den verursachten Netzkosten herstellen.<\/p>\n\n\n\n

Im Gegensatz dazu w\u00fcrde ein pauschaler, undifferenzierter Arbeitspreis je eingespeister Megawattstunde wohl nicht effizientes Verhalten anreizen, da er die tats\u00e4chlichen Kosten f\u00fcr das Netz nicht genau widerspiegelt. Solch ein Ansatz verfehlt somit das Ziel einer systemweiten Effizienzsteigerung.<\/p>\n\n\n\n

Standortabh\u00e4ngige sowie an Einspeisespitzen gekn\u00fcpfte Entgelte hingegen k\u00f6nnen klare Signale setzen, da sie dort oder dann steigen, wenn das Netz besonders belastet ist. Dies veranlasst Erzeuger, ihre Einspeisung r\u00e4umlich oder zeitlich zu verlagern und die Netz\u00fcberlastung zu verringern. Dadurch werden kostspielige Redispatch-Ma\u00dfnahmen und zus\u00e4tzliche Netzausbauten reduziert. Das Prinzip der Kostenreflexivit\u00e4t\u2014als ein Anreiz f\u00fcr optimales Verhalten\u2014spricht f\u00fcr regional differenzierte Entgelte, wie sie von der BNetzA erwogen werden. Gleichzeitig f\u00fchren regional differenzierte und dynamische Tarife zu einer Neuverteilung von Kosten mit Gewinnern und Verlierern. Daher muss einer solchen Neuverteilung eine solide wirtschaftliche Analyse vorangehen, um Verteilungsgerechtigkeit sicherzustellen.<\/p>\n\n\n\n

<\/a><\/a>Pass-on zus\u00e4tzlicher Erzeugerkosten<\/a><\/h1>\n\n\n\n

Auf wettbewerbsorientierten Stromm\u00e4rkten versuchen die Stromerzeuger, neu anfallende Einspeiseentgelte \u00fcber h\u00f6here Stromgro\u00dfhandelspreise an die Verbraucher weiterzureichen\u2014sog. Pass-on\u2014um die h\u00f6heren Kosten zu decken und ihre Kapitalrenditen zu sichern.<\/p>\n\n\n\n

Auch wenn das Ausma\u00df der Weitergabe h\u00f6herer Kosten an die Endverbraucher einer empirischen Analyse bedarf und sich im Zeitverlauf sowie zwischen L\u00e4ndern und nach Versorger unterscheiden kann, ist es wichtig zu ber\u00fccksichtigen, dass h\u00f6here Gro\u00dfhandelspreise auch Druck auf die Preise f\u00fcr Endverbraucher aus\u00fcben. Im Allgemeinen h\u00e4ngt der Grad der Kosten\u00fcberw\u00e4lzung von verschiedenen Faktoren ab, zum Beispiel:14<\/sup><\/a><\/p>\n\n\n\n