Grundsatzbewertung

Die in den Orientierungspunkten der Bundesnetzagentur dargestellte Analyse der bestehenden Systematik der Kostenwälzung adressiert nachvollziehbar die bestehende Problemlage der derzeitigen Wälzungsmechanismen. Insbesondere die beschriebenen Tarifanomalien zwischen Netzebenen, die regional stark divergierende Beteiligung an vorgelagerten Netzkosten sowie die daraus resultierenden Fehlanreize bei Anschluss- und Standortentscheidungen stellen Ansatzpunkte für eine sachgerechte Weiterentwicklung der Kostenwälzungsmechanismen dar.

Der von der Bundesnetzagentur präferierte Ansatz einer Entkopplung der Kostenwälzung von der regulären Netzentgeltstruktur und einer Ausgestaltung der Kostenwälzung nach dem netzbezogenen Letztverbrauch kann unter bestimmten Voraussetzungen eine akzeptable Möglichkeit der Kostenwälzung darstellen. Für eine belastbare Beurteilung der vorgeschlagenen Reformoptionen müssen Möglichkeiten der Saldierung dezentraler Erzeugung im industriellen Kontext geklärt und eine umfassende, aktuelle und transparente Wirkungsanalyse der Ansätze zur Kostenwälzung im Kontext mit den übrigen AgNes-Reformelementen durchgeführt werden. Die in den Orientierungspunkten herangezogenen Berechnungen basieren überwiegend auf Daten aus dem Jahr 2021. Eigene Berechnungen deuten darauf hin, dass das potenzielle Wälzungsvolumen im Jahr 2025 deutlich höher ausfallen dürfte als in den dargestellten Modellrechnungen der Orientierungspunkte.

Zusammenfassung

Aktualisierung und Ausweitung der Modellrechnung zur Kostenwirkung des vorgeschlagenen Wälzungsmechanismus erforderlich.

• Kostenwälzung nach netzbezogenem Letztverbrauch kann akzeptable Möglichkeit unter Berücksichtigung des saldierten Lastgangs bei lastnaher dezentraler Erzeugung darstellen.
• Anzahl der Netzebenen vorerst beibehalten.

Möglichkeiten zur sachgerechten Zusammenfassung von Ent- und Abnahmestellen schaffen.

1. Vorläufige Abschätzung des wälzungsrelevanten Kostenvolumens

Der VIK weist darauf hin, dass der in den Orientierungspunkten der Bundesnetzagentur dargestellte Wälzungsbetrag auf einer Modellierung beruht, die auf Daten des Jahres 2021 basiert. Angesichts der seitdem eingetretenen erheblichen Veränderungen im Stromsystem, insbesondere bei den Kostenstrukturen der Erlösobergrenzen (EOG), hält der VIK diese Datengrundlage für nicht mehr hinreichend repräsentativ zur Beurteilung der heutigen und künftigen Verteilungswirkungen einer Kostenwälzung.

Vor diesem Hintergrund hat der VIK in einem ersten, explorativen Schritt eine überschlägige Aktualisierung der von der Bundesnetzagentur vorgenommenen Modellierung vorgenommen. Konkret wurden hierfür die veröffentlichten Erlösobergrenzen der Netzbetreiber herangezogen und die darin ausgewiesenen vorgelagerten Netzkosten aggregiert. Ziel der Berechnung war ausdrücklich keine alternative Modellkonzeption, sondern eine erste Plausibilisierung der Größenordnung des wälzungsrelevanten Kostenvolumens unter aktuelleren Rahmenbedingungen.

Berechnungsvorgehen:

1. EOG aller regulierten Netzbetreiber aus den veröffentlichten Daten der BNetzA extrahieren [Link]

2. Die Netzentnahme durch Letztverbraucher (LV) der Berechnung zur §19-Umlage unter „Netztransparenz.de“ entnehmen - Die Netzentnahme muss um die vermiedene Netznutzung für 2021 überschlagen ergänzt werden.

3. Berechnung des Quotienten ÜNB-EOG und überschlagene LV-Entnahme.

Tabelle 1: Eigene Berechnung Wälzungsvolumen pro kWh nach netzbezogenen Letztverbrauch 2021 und 2025

Das vorläufige Ergebnis dieser Berechnung deutet darauf hin, dass das potenzielle Wälzungsvolumen deutlich über dem in den Orientierungspunkten dargestellten Betrag liegen dürfte (spezifischer Wälzungsbetrag ≈ 2,45 ct/kWh gegenüber 1 ct/kWh im Orientierungspapier auf Basis 2021). Die Steigerung des Wälzungsbetrags ist dabei durch die immens gestiegene EOG der ÜNB begründet, welche im Jahr 2025 rd. 11,734 Mrd. Euro beträgt und damit etwa 7 Mrd. Euro mehr als 2021. Zugleich ist festzuhalten, dass die vorgenommene Berechnung mit Einschränkungen verbunden ist und keinen Anspruch auf Vollständigkeit oder abschließende Genauigkeit erhebt. Insbesondere konnten weder alle unterjährigen Anpassungen noch strukturelle Besonderheiten einzelner Netzbetreiber vollständig abgebildet werden. Aus Sicht des VIK zeigt die Berechnung dennoch die Notwendigkeit, den Vorschlag zur zukünftigen Kostenwälzung auf Basis einer aktualisierten, belastbaren und transparent dokumentierten Datengrundlage zu analysieren. Der VIK regt daher an, dass die Bundesnetzagentur entweder eigene weiterführende Berechnungen auf aktueller Datenbasis vornimmt oder eine entsprechende unabhängige gutachterliche Untersuchung beauftragt, um die Größenordnung des Wälzungsvolumens sowie die resultierenden Verteilungswirkungen valide zu quantifizieren. Im Zuge einer solchen Aktualisierung ist auch eine Erweiterung auf die Wälzung aus den Verteilnetzen in nachgelagerte Verteilnetze erforderlich.

2. Bewertung der Kostenwälzung nach netzbezogenem Letztverbrauch

Der Ansatz kann dazu beitragen, Tarifanomalien strukturell zu reduzieren und die Finanzierungsbasis der vorgelagerten Netzkosten auf eine breitere und grundsätzlich stabile Größe zu stellen. Die Orientierung an einer messbaren Energieverbrauchsmenge verspricht zudem eine geringere Sensitivität gegenüber kurzfristigen Einspeiseentwicklungen und würde zu einer gleichmäßigeren Verteilung eines Bundeszuschusses zu den Übertragungsnetzentgelten beitragen.

Gleichzeitig sieht der VIK erheblichen Klärungsbedarf bei der praktischen Umsetzung und den resultierenden Verteilungswirkungen. In Netzgebieten mit einem hohen Anteil dezentraler Erzeugung besteht das Risiko, dass durch die Ausweitung der wälzungsrelevanten Letztverbrauchsmenge die Kostenbelastung für alle angeschlossenen Kunden steigt. Dies betrifft insbesondere industrielle Letztverbraucher, obwohl diese vielfach durch lastnahe, steuerbare Eigenerzeugung netzentlastend wirken. Die im Papier vorgenommene pauschale Betrachtung dezentraler Erzeugung greift aus industrieller Sicht zu kurz, da steuerbare KWK‑Anlagen und fluktuierende Einspeisung aus PV‑ oder Windanlagen sehr unterschiedliche netzliche Wirkungen aufweisen.

Besondere Bedeutung kommt zudem der Bestimmung des netzbezogenen Letztverbrauchs im industriellen Kontext zu. In komplexen Standortstrukturen mit Erzeugung am Standort, industriellen Netzen oder Kundenanlagen muss zwingend auf den saldierten Lastgang abgestellt werden. Andernfalls besteht die Gefahr einer systematischen Benachteiligung industrieller Standorte.

Darüber hinaus sind Rückspeisungen, Transitflüsse sowie Konstellationen mit mehreren vorgelagerten Netzbetreibern eindeutig und praxistauglich zu regeln, um den netzbezogenen Letztverbrauch zu bestimmen. Ohne klare Vorgaben zu Abgrenzung, Zuordnung und Datengrundlage ist eine abschließende Bewertung des Ansatzes nicht möglich.

Der VIK weist außerdem darauf hin, dass nicht alle Industrieunternehmen an Hoch- oder Höchstspannung angeschlossen sind. Pauschale Aussagen im Rahmen des Expertenaustauschs, wonach das vorgeschlagene System prinzipiell zu einer Entlastung der Industrie führt, sind daher nicht zutreffend. Ein vorteilhafter Effekt im Vergleich zum heutigen System könnte sich zwar bei höheren Spannungsebenen ergeben, wenn Tarifanomalien wirksam beseitigt werden. Ein großer Teil der Industrie ist jedoch auf nachgelagerten Netzebenen mit dezentraler (steuerbarer) Einspeisung angeschlossen. Entsprechende Konstellationen müssen in der Systematik der Kostenwälzung sachgerecht berücksichtigt werden, um verzerrende Effekte zu vermeiden.

3. Reduzierung der Netzebenen

Die von der Bundesnetzagentur angestellten Überlegungen zur Reduzierung der abrechnungsrelevanten Netz- und Umspannebenen sind vor dem Hintergrund einer möglichen Vereinfachung der Netzentgeltsystematik und der Reduzierung von Fehlanreizen grundsätzlich nachvollziehbar. Aus Sicht der Industrie sind die damit verbundenen Risiken jedoch erheblich.

Eine Zusammenlegung von Netz- und Umspannebenen kann zu spürbaren Belastungsverschiebungen für Bestandskunden führen. Besonders betroffen wären stromintensive Standorte, die in der Vergangenheit eigene Anschlussinvestitionen getätigt haben oder auf singulär genutzte Betriebsmittel angewiesen sind. In diesen Fällen würde eine Zusammenlegung dazu führen, dass Kosten für nachgelagerte Infrastrukturen mitfinanziert werden müssten, obwohl diese nicht genutzt werden. Dies widerspricht dem Grundsatz der Kostenreflexivität.

Hinzu kommen komplexe eigentums- und vertragsrechtliche Fragestellungen sowie ein erheblicher administrativer Aufwand bei der Anpassung bestehender Netzanschlussverträge, der Kostenabgrenzung und der Abrechnungssysteme. Vor diesem Hintergrund spricht sich der VIK dagegen aus, eine Reduzierung der Netzebenen im ersten Schritt der AgNes‑Festlegung umzusetzen. Eine Reduzierung der Netzebenen könnte aus Sicht des VIK allenfalls dann in Betracht gezogen werden, wenn der Fortbestand der bestehenden Regelungen für singulär genutzte Betriebsmittel sichergestellt ist. Sollten entsprechende Überlegungen zur Reduzierung der Netzebenen weiterverfolgt werden, sind vertiefte Prüfungen, umfassende Wirkungsanalysen, Übergangsregelungen sowie Bestandsschutzmechanismen zwingend erforderlich.

4. Besondere Anforderungen industrieller Standorte im Kontext der Kostenwälzung

Industrielle Standorte weisen häufig komplexe netz- und erzeugungsseitige Strukturen auf, die bei der Ausgestaltung der Kostenwälzung zwingend zu berücksichtigen sind. Sie sind geprägt durch das Vorhandensein lastnaher steuerbarer Erzeugungsanlagen, Leitungsstrukturen mit einer geringen Anzahl von industriellen und gewerblichen Verbrauchern, die über eine hohe Zahl von über das ganze Areal verteilten Netzanschlüssen in verschiedenen Spannungsebenen verfügen, sowie Standortverbünde mit mehreren Ent- und Abnahmestellen.

Aus Sicht des VIK muss es auch im zukünftigen System möglich bleiben, Entnahme‑ und Abnahmestellen an industriellen Standorten sachgerecht zusammenzufassen, um die realen technischen und betrieblichen Strukturen industrieller Versorgungssysteme zutreffend abzubilden. Industrielle Standorte und Industrienetze verfügen aufgrund historisch gewachsener Strukturen, räumlicher Randbedingungen und technischer Restriktionen häufig über mehrere Entnahmestellen, die über das gesamte Areal verteilt sind und teilweise über singulär genutzte Betriebsmittel an das vorgelagerte Netz angebunden sind. Diese Struktur ist vielfach Voraussetzung für eine sichere und leistungsfähige Stromversorgung des Standortes, da die erforderlichen Anschlusskapazitäten regelmäßig nicht über eine einzelne Entnahmestelle bereitgestellt werden können und Redundanzen zur Absicherung der Versorgung notwendig sind.

Eine zusammenfassende Betrachtung mehrerer Entnahme‑ und Abnahmestellen ist zudem energiewirtschaftlich sachgerecht, da ausschließlich der zeitgleiche Saldo der Stromflüsse über diese Stellen das vorgelagerte Netz tatsächlich belastet. Dies gilt insbesondere vor dem Hintergrund zunehmender industrieller Flexibilitätsanwendungen, etwa im Zusammenspiel von Eigenerzeugung, Speichern, Power‑to‑Heat‑Anwendungen und verbrauchsseitigen Flexibilitäten. Die Bereitstellung und Nutzung solcher Flexibilitäten setzt eine standortweite Saldierung zwingend voraus; eine isolierte Betrachtung einzelner Entnahmestellen würde die netzliche Realität verfehlen und zu systematisch verzerrten Ergebnissen führen.

Vor diesem Hintergrund darf lastnahe, netzentlastende Eigenerzeugung – einschließlich steuerbarer industrieller KWK‑Anlagen und Speicher – nicht gegenüber externer Stromversorgung benachteiligt werden. Erforderlich ist vielmehr eine differenzierte Betrachtung der netzlichen Wirkungen unterschiedlicher Erzeugungs‑ und Flexibilitätsformen. Auch im Rahmen der AgNes‑Reform muss daher sichergestellt werden, dass die Möglichkeit zur sachgerechten Clusterung von Entnahme‑ und Abnahmestellen mindestens im bisherigen Umfang erhalten bleibt.

5. Quantifizierung der AgNes-Gesamtauswirkung notwendig

Abschließend weist der VIK darauf hin, dass die vorgeschlagenen Änderungen zur Kostenwälzung nur im Zusammenspiel mit den weiteren Elementen der AgNes‑Reform sachgerecht bewertet werden können. Die Wechselwirkungen mit der künftigen Netzentgeltstruktur, der Behandlung von Einspeisern und Speichern sowie bestehender Ausgleichsmechanismen müssen gesamthaft betrachtet und quantifiziert werden. Die seit September 2025 diskutierten Orientierungspunkte stellen hierfür einen wichtigen ersten qualitativen Zwischenschritt dar. Auf dieser Grundlage sollte nun konsequent eine umfassende Quantifizierung der Gesamtauswirkungen erfolgen. Die BNetzA sollte dies im Kontext des für Mai 2026 angekündigten zusammenfassenden Workshops durchführen bzw. von den Netzbetreibern ermitteln lassen.