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Weitere Netzentgelte im Umbruch: Die Bundesnetzagentur und die Vertrauensfrage

Außer an den dynamischen Netzentgelten, um die es in einem anderen Newsletter-Beitrag geht, arbeitet die Bundesnetzagentur (BNetzA) an weiteren Netzentgelt-Regelungen und erntet dafür von vielen Seiten Kritik. Beispielsweise wurde beschlossen, die sogenannten vermiedenen Netznutzungsentgelte (vNNE) auslaufen zu lassen, und möglicherweise steht auch die Befreiung der Stromspeicher von doppelten Netzentgelten vor dem Aus. Ein wesentlicher Kritikpunkt ist, dass die BNetzA die neuen Regeln (zu) schnell einführen möchte und dadurch den Investoren und Betreibern Planungssicherheit nimmt.

Vermiedene Netznutzung wird künftig nicht mehr belohnt

Noch belohnen „vermiedene Netznutzungsentgelte“ die Betreiber dezentraler Anlagen – etwa KWK-Anlagen – dafür, dass sie das Stromnetz entlasten. Die vNNE sollen nun abgeschmolzen werden. Ab Mitte dieses Jahres sinken die Entgelte stufenweise und fallen ab 2029 komplett weg. Laut BNetzA verursachen die vNNE Kosten und tragen nicht zur effizienteren Netznutzung bei.

„Der Stromverbrauch vor Ort steigt teils wesentlich schneller als der Netzausbau nachziehen kann“, so VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing. „Dadurch werden die Übergabestellen zur vorgelagerten Ebene zunehmend zum Nadelöhr.“

Für Betreiber dezentraler, steuerbarer Kraftwerke bedeutet das einen Vertrauensverlust und finanzielle Belastungen – auch für die Städte und Gemeinden, wie der Verband Kommunaler Unternehmen e.V. (VKU) berichtet. VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing kritisiert, die Bundesnetzagentur hebele den Vertrauensschutz aus und dränge dezentrale Kraftwerke, die wir für die Energiewende dringend bräuchten, in Richtung Unwirtschaftlichkeit. „Die BNetzA-Entscheidungen schaffen Unsicherheit und gefährden Anlagen, die bis 2022 ans Netz gegangen sind, politisch gewollt waren und zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit unerlässlich sind“, sagt Leibing. „Eine Energiewende ohne stabile KWK-Leistungen ist nicht denkbar.“

Speicherprivileg soll abgeschafft werden: Droht ein Netzentgelt fürs Einspeichern?

Abschaffen möchte die BNetzA auch ein Privileg für Stromspeicher. Derzeit gilt eine Regelung, nach der Speicher, die bis 3. August 2029 ans Netz gehen, 20 Jahre lang von doppelten Netzentgelten befreit sind. Nun sollen Speicher bereits ab 1.1.2029 in die Netzentgeltpflicht einbezogen werden. Eventuell könnten davon sogar schon in Betrieb befindliche Speicher betroffen sein. Mit Entfall des Privilegs müsste sowohl für das Ein- als auch fürs Ausspeichern Netzentgelt gezahlt werden – unabhängig davon, ob das Stromnetz be- oder entlastet wird.

Der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) betont, wie sehr Speicher durch ihre flexible Betriebsweise zur Integration erneuerbarer Energien, zur Reduktion von Redispatch- und Abregelungsmaßnahmen und zur effizienteren Nutzung der vorhandenen Netze beitragen. Ein zukünftiges Netzentgeltsystem müsse dieser besonderen Rolle gerecht werden und Netznutzung verursachungsgerecht bepreisen, zugleich aber netzkostenreduzierendes Verhalten honorieren.

Auch der Bundesverband Energiespeicher Systeme e.V. (BVES) kritisiert das Vorhaben der BNetzA. „Auf geltendes Recht und bestehende Rahmenbedingungen muss Verlass sein. Andernfalls drohen erhebliche Schäden für den Wirtschaftsstandort und den Ausbau unserer Energieinfrastruktur“, so Thomas Speidel, Präsident des BVES, in einer Pressemeldung des Verbands vom 26.3.2026.

Bezüglich der Stromspeicher-Netzentgelte ist das letzte Wort noch nicht gesprochen. Wir halten Sie auf dem Laufenden.

Studie: Wie viel teurer wird grüner Strom durch Regulierungsmaßnahmen?

Wie wirken sich die geplanten regulatorischen Maßnahmen auf die Stromgestehungskosten neuer Erneuerbare-Energien-Anlagen aus? Dieser Frage ging Prognos im Auftrag des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW) nach und erstellte eine Studie, in der die kumulativen Auswirkungen dieser sieben vorgesehenen Regulierungsmaßnahmen untersucht werden: Redispatch-Vorbehalt, systemdienliche Anschlussleistung, zweiseitiger Differenzvertrag (CfD), kommunale Beteiligung, Referenzertragsmodell, Kapazitätsentgelte aus dem AgNes-Festlegungsprozess sowie Baukostenzuschüsse.

Die aus den sieben Maßnahmen entstehenden Vorteile und Kosten wurden beziffert und als Gesamteffekt auf die Stromgestehungskosten für neue EE-Anlagen berechnet. Dabei wurde unterschieden in Windkraft an Land (für verschiedene Standorte), PV-Dachanlagen und PV-Freiflächenanlagen (jeweils für Süd- und für Ost-West-Ausrichtung).

Laut der Studie würden die untersuchten Maßnahmen sowohl bei Onshore-Windkraft als auch für PV-Anlagen zu höheren Stromgestehungskosten führen. Bei Wind an Land steigen die Stromgestehungskosten an einem Küstenstandort um 21 %, sonst um 17 % oder 18 %. Bei Onshore-Windkraft wird der EEG-Höchstwert wegen des Korrekturfaktors des Referenzertragsmodells gerade eben nicht überschritten; das gilt auch für die Dachflächen-PV (Kosten +18%). Bei der PV-Stromerzeugung mit Freiflächenanlagen hingegen nehmen die Stromgestehungskosten bei Süd-Ausrichtung um 30 %, bei Ost-West-Ausrichtung um 26 % zu und übersteigen den EEG-Höchstwert deutlich.

Aus den Studienergebnissen ergibt sich: Die verschiedenen Instrumente könnten beim Ausbau neuer EE-Projekte bzgl. der Standortwahl Lenkungswirkung entfalten. Allerdings besteht bei den PV-Freiflächenanlagen die Möglichkeit, dass auch außerhalb kapazitätslimitierter Gebiete kein Ausbau stattfindet, weil die Belastungen schon ohne Einberechnen des Redispatch-Vorbehalts so hoch sind, dass sie den Höchstwert im EEG übersteigen. In seiner Stellungnahme zum EEG fordert der BDEW daher die Prüfung und das Anheben des Höchstwerts insbesondere für PV-Freiflächenanlagen.

Weitere Informationen Beschluss „Festlegung zur Abschmelzung der Entgelte für dezentrale Erzeugung in den Jahren 2026 bis 2028“ vom 17.02.2026 „Die heikle Frage des Vertrauensschutzes bei Speicherentgelten“, Gastbeitrag von Rechtsanwältin Britta Wißmann vom 27.02.2026
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