EEG, AgNes und MiSpeL: Mit dem richtigen Dreiklang kann die Energiewende auch unter Katherina Reiche funktionieren

Wer sich in diesen Tagen mit der deutschen Energiepolitik beschäftigt, könnte leicht den Überblick verlieren: Hier die Bundesregierung mit der EEG-Reform, dort die Bundesnetzagentur mit der neuen allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) und der Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL). Doch bei genauerem Hinsehen zeigt sich: EEG-Reform, MiSpeL und AgNes sind kein Sammelsurium einzelner Regulierungsvorhaben. Sie müssen zwingend zusammen gedacht werden, denn sie werden noch viele Jahre die Architektur unseres Strommarktes prägen.

Der Abschied von der Dauerförderung

Beginnen wir mit der aktuellen EEG-Novelle der Bundesregierung, die am Donnerstag erstmals im Bundestag diskutiert werden soll. Der Grundgedanke dahinter ist: Insbesondere kleine Solaranlagen sind inzwischen wirtschaftlich und technisch so weit entwickelt, dass sie ohne eine staatlich garantierte Einspeisevergütung auskommen sollen. Der Plan der Politik, auch Betreiberinnen und Betreiber von kleinen, privaten Solaranlagen schrittweise dazu zu bringen, ihren Strom via Direktvermarktung an der Strombörse zu verkaufen, ist daher der richtige Schritt in einen echten Markt.

Das Problem: Aktuell existiert ein solcher Markt in der Praxis höchstens rudimentär. Viele Netzbetreiber und Stromanbieter müssen erst noch ihre Abläufe und IT überarbeiten, um Strom überhaupt im Namen einzelner Privathaushalte an der Börse anbieten zu können. Für kleine Photovoltaik-Anlagen ist für die ersten vier Jahre in der Direktvermarktung ein Bonus von 1,5 Cent je Kilowattstunde vorgesehen, der die zusätzlichen Kosten während des Markthochlaufs abfedern soll. 

Flexibilität muss belohnt werden

Die wichtigste Voraussetzung für die neue Energiewelt und eine funktionierende Direktvermarktung ist vor allem eines: Flexibilität. Wenn viel Wind und Sonne vorhanden sind, wird der Strom günstiger. Bei Flauten oder in der Nacht müssen fossile Kraftwerke einspringen und machen den Strom dadurch teurer. Haushalte sollten also motiviert werden, Strom dann zu verbrauchen oder zu speichern – zum Beispiel in ihrem E-Auto oder ihrer Heimbatterie – wenn er gerade besonders günstig ist. Noch besser ist es, wenn in Zeiten knappen Stromangebots überschüssiger Strom wieder zurück ins Netz gespeist werden kann.

Entscheidend ist, dass Speicher nicht wirtschaftlich dafür bestraft werden, Strom in Zeiten hoher Erzeugung aus dem Netz aufzunehmen und später wieder einzuspeisen. Die heutige Entgelt- und Abgabensystematik bildet diese Rolle von Speichern als Flexibilitätsanbieter noch nicht ausreichend ab. Künftig muss verhindert werden, dass derselbe zwischengespeicherte Strom mehrfach mit Netzkosten belastet wird.

Auch darüber hinaus haben wir in Deutschland ein sehr komplexes Regelwerk, das Heimspeicher reguliert und zum Beispiel eine strenge Abgrenzung erfordert, aus welcher Quelle der Strom stammt, bevor er wieder ins Netz abgegeben werden darf. Mit dem Ende der EEG-Einspeisevergütung werden sich einige dieser Probleme lösen. Für den Rest arbeitet die Bundesnetzagentur gerade an der Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL). Auch diese Regulierung ist also entscheidend für das Gelingen der Energiewende.

Neue Fairness bei den Infrastrukturkosten

Doch wer soll die Netzentgelte dann bezahlen? Dazu läuft bei der Bundesnetzagentur parallel die Rahmenfestlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes). Insbesondere Haushalte, die ihren Strom selbst produzieren und speichern, sogenannte Prosumer, stehen dabei aktuell im Fokus. Wer eine Solaranlage auf dem Dach und einen Batteriespeicher im Keller hat, bezieht zumindest im Sommer kaum noch Strom aus dem öffentlichen Netz und zahlt dementsprechend auch kaum noch Netzentgelte. Denn Netzentgelte werden anteilig pro verbrauchter Kilowattstunde bezahlt.

Das Problem: Wenn die Sonne nicht scheint, verlassen sich diese Haushalte trotzdem darauf, dass das Stromnetz als sicheres Backup funktioniert. Durch die verbrauchsabhängigen Netzentgelte zahlen bisher vor allem jene für diese Energieversorgungs-Versicherung, die keine eigene Solaranlage und keinen Heimspeicher besitzen. AgNes sieht vor, dass Einspeiser mit eigener Photovoltaik-Anlage deshalb zukünftig einen pauschalen Betrag pro Jahr dafür bezahlen sollen, dass ihnen das Stromnetz zur Verfügung steht.

Dass Haushalte mit hohem Eigenverbrauchsanteil einen Beitrag zu den Infrastrukturkosten beitragen müssen, war seit Langem absehbar und ist im vorgesehenen Zeitrahmen angemessen. Die exakte Ausgestaltung wird noch diskutiert, dank AgNes dürften wir aber bald deutlich mehr Klarheit haben.

Das drohende Nadelöhr: Smart Meter und zu starre Vorgaben

Zusammen können die EEG-Novelle, AgNes und MiSpeL also ein solides Gesamtgerüst für die private Energiewende schaffen. Doch noch wackelt dieses Gerüst an einigen Stellen. Eine zentrale Baustelle ist die offene Frage zur sogenannten 50-Prozent-Wirkleistungsbegrenzung im neuen EEG: Maximal 50 Prozent des von einer Photovoltaik-Anlage erzeugten Stroms soll ins Netz eingespeist werden dürfen. Die ursprüngliche Zielsetzung war, Solarspitzen zu reduzieren und Anreize dafür zu schaffen, überschüssige Energie zwischenzuspeichern und erst in Zeiten höheren Bedarfs zu verbrauchen. Damit das funktioniert, darf eine mögliche spätere Ausspeicherung dieser Energie daher nicht ebenfalls unter die 50-Prozent-Grenze fallen. Andernfalls wird genau die Flexibilität begrenzt, die das Gesetz eigentlich fördern will.

Auch bei den immer beliebteren Plug-In-Heimspeichern, die gerne zusammen mit Balkonkraftwerken eingesetzt werden, klafft eine Lücke: Sie werden immer günstiger und drängen massenhaft in den Markt, werden aber praktisch nie aktiv zur Entlastung des Stromnetzes eingesetzt. Der wichtigste Grund ist, dass in den meisten Haushalten mit einem solchen Speicher noch kein Smart Meter installiert ist. Abgespeckte „Smart Meter Light“könnten diese Lücke schließen.

In der Praxis reicht es außerdem nicht, intelligente Messsysteme in den Kellern zu installieren. Sie müssen zuverlässig und zeitnah Daten liefern, und die dahinterliegenden Marktprozesse müssen schnell und reibungslos funktionieren. Erst dann wird aus installierter Hardware eine Infrastruktur, auf der Direktvermarktung und Flexibilität tatsächlich skalieren können.

Zielbild 2030: Viele Haushalte sind längst bereit

Was uns in der aktuellen energiepolitischen Debatte bei all den Detaildiskussionen oft fehlt, ist ein klares, mutiges Zielbild für die Zukunft. Wir sollten nicht nur auf das nächste Jahr schauen, sondern auf 2030: Eine Welt mit deutlich mehr Elektrifizierung, viel größerer Flexibilität, geringerer geopolitischer Abhängigkeit und einer faireren Verteilung der Kosten unserer Energieinfrastruktur.

Die gute Nachricht ist: Viele Menschen verstehen dieses Zielbild schon heute. Sie investieren aus tiefer Überzeugung in die Energiewende in ihren eigenen vier Wänden – und zunehmend auch deshalb, weil erneuerbare Energien und die intelligente, flexible und zu großen Teilen von fossilen Energien unabhängige Nutzung von Strom schlicht zur wirtschaftlich attraktivsten Lösung geworden sind. Das können wir bei unseren Kundinnen und Kunden jeden Tag beobachten. Es liegt nun an der Politik, mit dem aktuellen Regulierungs-Dreiklang aus EEG, AgNes und MiSpeL den Rahmen zu setzen, der aus Stromverbrauchern echte Marktteilnehmer macht.

—Ralf Walther verantwortet beim Ökostromanbieter und Flexibilitätsvermarkter Tibber die Bereiche Regulatorik und Product Market Fit. Der promovierte Physiker und Data Scientist bringt über 15 Jahre Erfahrung in der Energiewirtschaft mit – unter anderem aus dem Aufbau eines virtuellen Kraftwerks bei der BTC AG, der Arbeit beim Energieversorger EWE AG im Bereich digitaler Geschäftsmodelle und als Gründer des EWE-Startups Beenic. —