Am 23. Mai endet die Frist für Stellungnahmen zu einem Festlegungsentwurf der Bundesnetzagentur. Die Bonner Behörde will die Auszahlung vermiedener Netzentgelte an die Betreiber von dezentralen Energieerzeugungsanlagen schrittweise abschmelzen Energieerzeugungsanlagen schrittweise abschmelzen: Zum 1. Januar 2026 und in den drei Folgejahren um jeweils 25 Prozent, sodass ab 2029 keine Auszahlung mehr erfolgt. Da diese Zahlungen auf die Stromverbraucher umgelegt werden, würden diese damit nach Angaben der Bundesnetzagentur nach dem letzten Abschmelzungsschritt um jährlich rund 1,5 Milliarden Euro entlastet. Umgekehrt würde Betreiber von dezentralen, an ein Verteilernetz unterhalb der Höchstspannungsebene von 230/380 Kilovolt angeschlossenen Erzeugungsanlagen entsprechend belastet.
Erwartungsgemäß gegenläufig sind die Positionen von Verbraucherschützern und Energiewirtschaft. Der Verbraucherzentrale Bundesverband (VZBW) begrüßt die geplante Abschaffung und will sie am liebsten schon 2026 vollständig vollzogen wissen. Die Bundesnetzagentur gehe „mit dem Auslaufen der vermiedenen Netzentgelte den richtigen Weg“, so der BDZV-Strommarktexperte Henning Herbst, solle aber „entschlossener vorgehen“. Die vollständige Abschaffung schon 2026 „würde die Entlastung der privaten Haushalte verdoppeln.“
Battery Business & Development Forum
Wie gehen Projektentwickler mit der Unsicherheit um, dass noch nicht klar ist, wie sich die Netzentgelte entwickeln werden?
Das ist eines der Themen auf dem Battery Business & Development Forum BBDF am 16. Juli in Frankfurt. Die Veranstaltung ist für alle gedacht, die Batteriegroßspeicher planen oder in solche investieren, und mehr wissen wollen, zum Beispiel über Netzanschluss, Baugenehmigung, technische Planung, Vermarktung oder Finanzierung und regulatorische Entwicklungen. In einem kompakten Tag behandeln wir die wichtigsten Aspekte mit Fokus auf Deutschland und Italien sowie mit Ausblick auf andere europäische Länder. Bereits am Vorabend können Sie auf der Networking-Reception Projektentwickler und Kapitalgeber treffen.
Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) findet es hingegen „grundsätzlich falsch, eine Absenkung der vermiedenen Netzentgelte zum jetzigen Zeitpunkt einzuleiten“. Die Energiebranche benötige „aufgrund der langen Planungs-, Genehmigungs- und Bauzeiten langfristige Planungs- und Investitionssicherheit“. Die Abschmelzungspläne könnten „Anlagenbetreiber, die Investitionsentscheidungen im Vertrauen auf geltendes Recht getroffen haben, per Federstrich aus dem Markt drängen“. Dies treffe insbesondere dezentrale Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen. Die Bundesnetzagentur solle deshalb „ihre Pläne, die einen schweren Eingriff in den Vertrauensschutz und getätigte Investitionen darstellen, überdenken“, erklärt Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung. Der BDEW plädiert dafür, die Entscheidung im Rahmen der Konsultationen zur gesamten Netzentgeltsystematik zu treffen, die kürzlich „richtigerweise“ von der Bundesnetzagentur eingeleitet worden sei.
Zahlungen für vermiedene Netzentgelte werden nicht volatilen Erzeugungsanlagen gewährt, die vor dem 1. Januar 2023 in Betrieb gegangen sind. Für volatile Erzeuger – also Windkraft- und Photovoltaik-Anlagen – wurden die Zahlungen bereits ab 2018 abgeschmolzen und zwar in nur drei Schritten; sie erhalten deshalb seit 2020 gar keine Zahlungen mehr (nach dem 1. Januar 2018 in Betrieb genommene Anlagen erhielten von Anfang an keine Zahlungen). Der Bundesnetzagentur zufolge betrug die von Stromverbrauchern für die vermiedenen Netzentgelte aufzubringende Summe im Jahr 2017, also vor Beginn der Abschmelzung für volatile Einspeiser, rund 2,5 Milliarden Euro jährlich.
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Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen sollten ohnehin so schnell wie möglich aus dem Betrieb genommen werden, da dort überwiegend Gas verbrannt wird und zwar völlig unabhängig davon ob deren Elektrizität gebraucht wird oder nicht. Diese Anlagen sind 24/7 in Betrieb, da es den Abnehmern nicht zumutbar ist, dass diese keine Wärme geliefert bekommen.
Diese Anlagen sind nicht nur unflexibel, sondern sorgen dafür, dass Erneuerbare nicht genutzt werden können. Interessanterweise sieht die Kraftwerksstrategie der Bundesregierung dort noch einen massiven Ausbau vor, da Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen ja „so effizient sind“. Das finden Vladolf und Co auch.
Wenn die Erzeugung doch gelegentlich benötigt wird, könnte eine Erweiterung mit Wärmepumpe die benötigte Flexibilität unterbrechungsfrei herstellen und nebenbei den Wirkungsgrad noch drastisch anheben.
Perspektivisch sollen das H2-ready Gaskraftwerke (mit teils Wärmenetzen) werden.
Die Wärmenetze sind in einigen (dichtbesiedelten) Regionen mit traditioneller Industrieinfrastruktur bereits im MW Massstab vorhanden und die Entscheidung zwischen Umbau bzw. Ertüchtigung auf Klimaneutralität, tendenziell öfter, für den Erhalt der vorhandenen Wärmenetzinfrastruktur (thermische Fernwärmespeicher, bspw. ~2GWh) getroffen worden(?)
Agora Energiewende
„Ein besonders augenfälliges Beispiel: Zwischen Weihnachten und dem ersten Weihnachtsfeiertag 2023 traten an 36 aufeinanderfolgenden Stunden negative Strompreise auf. Zahlreiche steuerbare Kraftwerke reagierten auf das Preissignal, aber es verblieb eine preisunelastische Erzeugung von 12,3 Gigawatt am Netz.“
eine andere Zahl für die (konventionellen) ‚must-run‘ Kraftwerke schätzt diese Leistung auf zwischen 5-10GW (für Systemdienstleistungen, KWK, Bestandschutz für EEG-Anlagen vor ca. 2016)
und (bspw.) der NEP2030 ordnet (perspektivisch) ‚must-run‘ Kapazitäten für Sommersaison/-minimum und Szenario A/B/C bei 9.1/7.8/1.7GW und für die Wintersaison mit 25.8/21.1/8.0GW ein(?)
und das (wann? Kosten?) alles H2-ready (inkl. Sektorenkopplung, auch für Verkehrsmobilität, Schwerlast-/Flugverkehr)?
Gegen Ende Ihres Kommentars finden Sie den richtigen Ausweg: Wenn man Strom hat, nimmt man die Wärmepumpe, wenn Strom benötigt wird, kommt die KWK-Anlage zum Einsatz. Für einen einzelnen Haushalt lohnt es sich natürlich nicht beides vorzuhalten, für eine Fern- oder Nahwärmeversorgung kann es sich schon lohnen. Im Teillastbereich kommt die gerade besser geeignete Anlage zum Einsatz, nur im Volllastbetrieb muss beides laufen. Dann erzeugt die KWK-Anlage den Strom für die zugehörige Wärmepumpe selbst. Das ganze natürlich betrieben mit grünem H2, damit Vladolf außen vor bleibt. Noch nicht erwähnt in diesem Zusammenhang ist, dass man Wärme in einer Gemeinschaftsversorgung auch sehr effizient speichern kann. Damit kann den Bedarf an grünem H2 weiter senken, indem mehrtägige Dunkelflauten mit gespeicherter Wärme überbrückt, und H2 nur bei sehr langen Dunkelflauten in der Stromversorgung der Wärmepumpen benötigt wird.
Bezogen auf das Gesamtsystem erhöht KWK die Effizienz um ca. 15% gegenüber der plumpen Verbrennung von H2 für die Wärmeproduktion. Das ist nicht viel, angesichts des schlechten Wirkungsgrads der H2-Wirtschaft dann aber doch wieder nicht zu verachten.
Ich muss mich korrigieren. Den Wert von 15% hatte ich mal unter anderen Voraussetzungen ausgerechnet. Nimmt man für die H2-Verstromung etwa den gleichen Wirkungsgrad an wie für die Leistungszahl einer Wärmepumpe (0,3 bzw. 3.3), und für die KWK einen Gesamtwirkungsgrad von 90%, komme ich auf 37,5% Einsparung, wenn man statt H2-Direkt-Verbrennung den Umweg über KWK+Wärmepumpe nimmt. Die 15% hatten sich ergeben, wenn man den Strom aus KWK komplett auskoppeln will. Das wäre aber willkürlich.
Die 37,5% ändern sich, wenn man andere Annahmen über den Wirkungsgrad und die Leistungszahl macht. Beide Werte sind eher konservativ geschätzt. Die 50-60% Wirkungsgrad eines GUD-Kraftwerks wird man in einem Fernheizwerk aber nicht erreichen, weil sich dort dieser technische Aufwand bei geringer Jahresauslastung nicht lohnt.
Danke JCW für die sehr interessanten Ausführungen. Auch ich halte die Wärmespeicherung für wirtschaftlich sehr erfolgversprechend, da damit Kombikraftwerke mit allen Methoden möglich sind.
Ob Wärmepumpe, Verbrennung oder Batterie oder Heizstab… alles kann in oder aus den Wärmespeicher und/oder Akkuspeicher bedienen. Auch die Quellen sind mannigfaltig, je nachdem was vor Ort am besten geeignet ist. Nicht nur Solar, auch Wind oder Geothermie, Holzhackschnitzel, Biogas oder sonst etwas. Das Stromnetz ist preisgesteuert im Input und Output immer beteiligt. Auch fossile Gasturbinen (aber H2 ready) könnte ich mir übergangsweise als letzte Instanz vorstellen, wenn nichts anderes als letztes Backup zur Verfügung stehen kann.
So sind ganz viele Dinge in der Last- und Speicherverschiebung möglich, die in der sinnigen (KI?) Verknüpfung inkl. Prognosen wirtschaftlich und ökologisch sein können. Warum nicht um viele (geeignete) gemeinsame Netzanschlusspunkte oder ehemaligen Kohlekraftwerken ein solches dezentrales Netz von kleinen Kombikraftwerken bilden, die je nach Voraussetzungen individuell verschieden bestückt, aber letztlich versorgungssicher gestaltet sind.
Die größeren H2 fähigen GUD-Kraftwerke neben hotspots bräuchten wir sicher zusätzlich, genauso wie die fetten Leitungen als Backup und für Im- und Exporte. Ansonsten aber halte ich eine dezentrale und kleinteilige Versorgungsstruktur für die effizienteste und wirtschaftlichste Variante.
Ich. Halte ja viel von Verbraucherschutz. Aber die 1,5Mrd im Vergleich zu 36Mrd für Erdkabel sind ja nun wirklich kein Hebel. Ich bin der festen Überzeugung, dass dieses Geld dann trotzdem irgendwo anders versickert! Lieber bei den erneuerbaren lassen.
Und ja, ich habe da eigene finanzielle Interessen. Ich habe nämlich mehrfach investiert, und betreibe meine PV mit Speicher netzdienlich um die Netzlast zu verringern. Vom wirtschaftlichen Standpunkt ist das weniger Attraktiv als Festgeld zu den aktuellen Zinsen! Wenn das auch noch wegfällt, ist es ein Mosaik Steinchen mehr, dass der Ausbau sich verlangsamt.
„Lieber bei den erneuerbaren lassen.“
Der eine Vorteil für Grossflächenanlagen ist sowieso dadurch gegeben, dass bei der Planung/Aufbau Profiteams für die technische und marktliche Einbindung (und evtl. Lobbying) eingesetzt werden, während man für ‚kleine‘ (dezentrale) Photovoltaikanlagen die Rentabiiltät (und marktliche Optimierung), gesetzlich/ressourcenbedingt, verschlechtert hatte (bspw. ‚Solarspitzengesetz‘ und Messstellenkosten und neue Steuerungsbedingungen 60% oder iMSys, ab 2kWp-100kWp)(?)
„Ich bin der festen Überzeugung, dass dieses Geld dann trotzdem irgendwo anders …“
Welche ‚Stromnetzbetreiber‘ (VNB/ÜNB/Verbändevertretung) hätten dafür in der (jüngeren) Vergangenheit Anlass gegeben, durch verändertes Geschäftsverständnis, auch im Sinne der Energiewende (EnWG §1), bzw. das Vertrauen in die planende Ausbau-/Vermarktungsvorsorge gestärkt?
MfG
Auch bei der Frage der Netzentgelte muss man doch mal folgendes festhalten: Das Netz wird gebraucht, um den Strom vom Erzeuger zum Verbraucher zu bringen. Auch in diesem Fall ist es so, dass der einzelne Erzeuger keinen Einfluss darauf hat, ob sein Strom in der Nähe oder weit weg verbraucht wird. Er kann schließlich nicht bestimmen, welche Anlagen in seiner Nähe noch ans Netz gehen, und welche Verbraucher sich dort ansiedeln oder verschwinden. Es wäre also genauso falsch, ihn für den Transport des Stroms zahlen zu lassen, wie ihm etwas für „vermiedene Kosten“ zu erstatten. Seine Kostenrechnung muss ohne solche Erstattungen auskommen.
Der Verdacht liegt nahe, dass diejenigen, die davon profitieren, ihren Kunden die Wärme- und Stromerzeugungskosten zwar in Rechnung stellen, die Erstattungen aber unter den Tisch fallen lassen und in die eigene Tasche stecken. Das muss ja nicht sein.
Bin nicht sicher ob wir vom gleichen sprechen:
„Auch in diesem Fall ist es so, dass der einzelne Erzeuger keinen Einfluss darauf hat, ob sein Strom in der Nähe oder weit weg verbraucht wird.“
Doch, ich denke schon dass es einen Einflussgibt. Wenn ich den Strom bei mir im Haus verbrauche, brauche ich kein Netz. Dafür bekomme ich Geld für jede selbstgenutzte kWh (In Speicher Investiert). Wenn ich jetzt meinen Speicher in der Nacht entlade um Platz zu haben, ergeben sich vier Themen:
a) Ich habe mit meinem Eigenverbrauch das Netz entlastet.
b) Ich habe mit Speicherladung den Peak vom Netz genommen, und das Netz entlastet
c) Ich habe gemäßigt 10kWh eingespeist, die maximal 3 Straßen vor dem am nächsten Niederspannungspunkt „verbraucht“ wurden, und das Netz entlastet.
d) Ich habe die Lebensdauer und den Wirkungsgrad des Wechselrichters positiv beeinflusst.
Für Großverbraucher mag das ja alles nicht gelten, aber anscheinend werden diese Anschlüsse ja auch vom Erzeuger mit finanziert, anders kann ich mir das hier sonst nicht erklären:
„Aktuell gibt es daher Fälle, wo der Netzbetreiber den Baukostenzuschuss zu 50 Prozent angezahlt haben möchte, bevor er eine Netzzusage macht. Der Baukostenzuschuss liegt ungefähr zwischen 50.000 und 150.000 Euro pro Megawatt, würde ich sagen.“
Quelle:
https://www.pv-magazine.de/2025/05/23/wie-green-flexibility-mit-400-millionen-euro-kapital-am-grossspeichermarkt-agieren-will/
Sie entlasten das Netz nur nachhaltig, wenn Sie 100% autark sind. Wenn Sie irgendwann Strom aus dem Netz beziehen, oder dorthin abgeben, dann muss das Netz da sein, und woher Sie den Strom beziehen, oder wohin Sie ihn abgeben, haben Sie nicht in der Hand. Da beides (Abgeben wie Bezug) typischerweise zu den Zeiten auftritt, zu denen das Netz sowieso an seiner Belastungsgrenze läuft, spart ihre ganze Infrastruktur aus PV-Anlage und Batterie kein einziges Kabel, kein Redispatch, kein Regelkraftwerk. Das muss alles gebaut und instand gehalten werden, zu Ihrem Nutzen und dem aller anderen Stromverbraucher auch. Die Stromverbraucher zahlen deshalb eine verbrauchsunabhängige Grundgebühr, die genau diese Fixkosten bezahlen sollte.
Der Vorschuss auf den Baukostenzuschuss bezieht sich auf die Anschlussanfragen von Speicherbetreibern. Speicher gelten in der Hälfte der Zeit derzeit als ganz normale Verbraucher, was zur Folge hat, dass, wenn sie Strom einkaufen, das Netz zwischen ihnen und dem Erzeuger aber zu schwach ist, Anspruch auf gleichwertige Lieferung aus einem Redispatch-Kraftwerk in ihrer Nähe haben. Das ist natürlich kontraproduktiv und gehörte schnellstens geändert. Die Politik wird da aber von den Netzbetreibern systematisch verunsichert, Eingriffe in dieses System hätten unabsehbare Folgen. Deshalb setzt unsere neue Wirtschaftsministerin weiterhin auf die Steinzeittechnik „Gaskraftwerk“. Das versteht sie und das ist auch das, was den alten Dinos das liebere ist, denn das können nur sie.