Fragebogen der Monopolkommission
Vorbereitung eines Sektorgutachtens Energie gemäß § 62 EnWG
Die Monopolkommission bittet um Ihre Stellungnahme bis zum 07.03.2025 zur Wettbewerbsentwicklung auf den Energiemärkten. Sollten für Sie nicht alle Fragen gleichermaßen relevant sein, so können Sie sich gerne nur zu ausgewählten Fragen äußern. Selbstverständlich können Sie auch zu weiteren Themen Stellung nehmen, die aus Ihrer Sicht von Interesse sind.
Als vertraulich zu behandelnde Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse sind gesondert zu kennzeichnen.
I. Strommärkte
1. Für wie problematisch halten Sie die vergleichsweise hohen Strompreise in Deutschland in Bezug auf das Gelingen der Energiewende? Welche technologischen, regulatorischen oder marktseitigen Entwicklungen sehen Sie als entscheidend für eine mögliche Dämpfung der Preise in Zukunft?
Die Energiewende ist ein komplexes Vorhaben, das eine breite Unterstützung in der Bevölkerung und Wirtschaft erfordert. Hohe Strompreise, die sowohl die industrielle Produktion erheblich verteuern als auch die Endkundenpreise steigen lassen, können zu wachsendem Unmut gegenüber der Energiewende führen. Zudem findet aktuell eine Deindustrialisierung statt, insbesondere bei im internationalen Wettbewerb stehenden Unternehmen, die vor allem auf die vergleichsweise hohen Energiekosten zurückzuführen ist.
Die anhaltend im internationalen Vergleich zu hohen Stromkosten sind volkswirtschaftlich nicht tragbar und erfordern gezielte Entlastungen für die Industrie, um den Wirtschaftsstandort vor transitorischen Risiken zu schützen, insbesondere vor dem Hintergrund der Stromkostennachteile gegenüber internationalen Wettbewerberstandorten. Langfristig können Netzausbau, die Synchronisation von Netzausbau und dem Ausbau erneuerbarer Energien, neuer systemdienlicher Kraftwerkszubau (z. B. Gas- oder Wasserstoffkraftwerke), und eine höhere lastseitige Flexibilität zur Senkung der Strompreise beitragen. Langfristig werden auch geopolitische Entwicklungen entscheiden, ob die hohen Transformationskosten des Energiesystems und die daraus resultierenden jahrzehntelangen Abschreibungen tatsächlich zu einer Senkung der zukünftigen Energiekosten führen werden.
Zusätzlich führen Verzögerungen beim Netzausbau, bei der Entwicklung des Kraftwerksicherheitsgesetzes (KWSG) sowie große Herausforderungen bei der Erschließung von Flexibilitätspotenzialen dazu, dass eine Übergangslösung mindestens bis 2030 erforderlich ist, um die Strompreise zu stabilisieren. Ein Beitrag dazu könnte geleistet werden, indem Kraftwerke aus der Netz- und Kapazitätsreserve – analog zum Winter 2022/23 – während der Wintermonate erneut am Markt teilnehmen dürfen, um damit zur Vermeidung unkontrollierter Preisspitzen beizutragen.
Zudem muss darauf hingewiesen werden, dass die Strompreise (verstanden als Großhandelspreise) nur ein Element hoher Stromkosten sind. Die hohen und tendenziell steigenden Systemkosten (Netzausbau, Systemdienstleistungskosten usw.) sind ein weiterer starker Kostentreiber. Eine Reduzierung der Stromgroßhandelspreise würde die Wettbewerbssituation der Industrie nicht verbessern, wenn Kostensteigerungen in den Bereich der Netzentgelte und Umlagen verschoben würden.
2. Gibt es Ansatzpunkte für Missbrauch durch Kapazitätszurückhaltung in den zuletzt häufiger auftreten-den Knappheitsphasen? Welche Rolle spielen der Ausstieg aus der Atomenergie und der Kohleverstromung hierbei? Ist beim Aufbau von Backup-Kapazität durch Wasserstoffkraftwerke zu befürchten, dass es zu Marktmachtausübung kommt?
Gesetzlich bedingt (KVBG und Kohleausstieg) wird potenzielle Marktkapazität an Kraftwerken zunehmend außerhalb des Strommarktes (z.B. Netz- oder Kapazitätsreserve) betrieben. Der Anteil der Gesamtnettonennleistung außerhalb des Strommarkts hat sich zwischen November 2022 und November 2024 verdoppelt. Während Knappheitsphasen am Markt, insbesondere in den Wintermonaten, sollten diese Kraftwerke – analog zum Winter 2022/23 – wieder am Markt teilnehmen dürfen, um das Stromangebot und Strompreisstabilität zu erhöhen. Denn die Vorhaltung dieser Kraftwerke wird ohnehin bereits von den Stromverbrauchern bezahlt, so dass sie auch dazu genutzt werden sollten, Preisspitzen zu vermeiden. Zumal sich in der Energiekrise gezeigt hat, dass der Staat nicht in der Lage ist, Preisspitzen länger gegen gesellschaftlichen Druck zuzulassen (Preisbremsen). Damit ist die Erwartung, die dem Energy-Only-Markt zugrunde liegt, wonach Kraftwerksneubauten über Preisspitzen angereizt werden, hinfällig geworden.
Zudem sollten ohne den Zubau neuer gesicherter Erzeugungskapazitäten keine weiteren Kohle- oder Erdgaskraftwerke stillgelegt werden, da dies das Risiko häufiger Knappheitsphasen und dadurch bedingter hoher Preisausschläge für die Industrie erheblich erhöhen würde.
3. Welches Konzept zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit bzw. welchen Kapazitätsmechanismus sollte die nächste Bundesregierung umsetzen? Wie sehen sie das Modell des kombinierten Kapazitäts-marktes (Hybridmodell aus zentralem und dezentralem Markt)? Wie dringlich ist der Bedarf?
Der Bedarf für Kraftwerksneubauten ist sehr dringlich. Die Versorgungssicherheit ist aufgrund des kontinuierlichen Rückgangs an gesicherter Kraftwerksleistung zunehmend gefährdet. Darüber hinaus verzögert sich der Zubau der Back-Up-Kraftwerke aufgrund der fehlenden gesetzlichen Umsetzung der Kraftwerksstrategie und der Unklarheiten zum Ausschreibungsdesign weiter. Demzufolge sollten weitere gesetzliche Abschaltungen von Kraftwerkskapazität nur erfolgen, wenn sie zeitgleich durch eine entsprechende Inbetriebnahme gesicherter und steuerbarer Leistung und einen entsprechenden Fortschritt beim Netzausbau kompensiert wird. Eine Hauptanforderung an einen Kapazitätsmechanismus ist die Gewährleistung von Versorgungssicherheit unter Wahrung der internationalen Wettbewerbsfähigkeit der Stromkosten.
Ein Kapazitätsmechanismus sollte so ausgestaltet werden, dass er für freiwillige Teilnahme nachfrageseitiger Flexibilitäten ebenso wie für zukünftige, technisch-wirtschaftliche Entwicklungen grundsätzlich offen ist, um nicht im Vorhinein wertvolle Potenziale auszuschließen. Daher gilt es, eine rechtlich anpassungsfähige Regulatorik zu entwickeln. Das grundlegende Ziel der Bundesregierung, sowohl das Problem der Fristeninkongruenz aufzulösen als auch einen möglichst offenen und anpassungsfähigen Mechanismus zu gestalten, wird dabei begrüßt. Aus Systemsicht scheint ein Kapazitätsmechanismus notwendig, um die für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit und Stromkostenstabilität benötigte steuerbare Kapazität anzureizen.
Entscheidend ist, ob zukünftig die Kapazitätsmärkte der Hauptwertbringer einer Wirtschaftlichkeitsberechnung für Investitionen in Erzeugungskapazität sein soll oder der Energy-Only Markt. Diese noch ausstehende politische Entscheidung ist maßgeblich für die benötigte Planungssicherheit von Unternehmen, die für Investitionen in Kraftwerksneubaten infrage kommen. Die Förderung von Kraftwerkskapazitäten sollte spiegelbildlich durch die Förderung freiwilliger nachfrageseitiger Flexibilitätspotenziale begleitet werden. Diese müssen angemessen angereizt bzw. vergütet werden.
Die größte Chance des kombinierten Kapazitätsmechanismus (KKM) aus Sicht des VIK ist die Möglichkeit, Versorgungssicherheit zu gewährleisten und gleichzeitig dezentrale Flexibilitätspotenziale kosteneffizient, technologieneutral und unbürokratisch zu nutzen. Insbesondere ist die Ausgestaltung, dass Flexibilität nicht erzwungen wird, sondern als freiwillige Zusatzoption in einem einfachen bürokratischen Rahmen ermöglicht werden soll, sehr zu befürworten. Eine große Herausforderung wird die genaue Ausgestaltung des kombinierten Kapazitätsmarktes sein. Da zwei Marktmodelle verknüpft werden sollen, muss abgewogen werden, wie viel Prozent der nötigen steuerbaren Kapazitäten auf welche Weise beschafft werden sollen, um ausreichend Kapazität kosteneffizient anzureizen. Generell muss darauf geachtet werden, dass der Mechanismus möglichst bürokratiearm und technologieneutral bleibt und die technischen Möglichkeiten flexibler industrieller Lasten (z.B. schnelle Lastabschaltung, Lastverschiebung etc.) adäquat berücksichtigt werden. Ein künftiger KKM darf durch Vorgaben und Kontrollen nicht so komplex werden und mit so einem hohen administrativen Aufwand verbunden sein, dass eine Teilnahme für Unternehmen kaum noch möglich ist und die volkswirtschaftlichen Systemkosten steigen. Zudem darf die Komplexität des neuen und bisher unerprobten kombinierten Mechanismus‘ nicht dazu führen, dass sich dessen Einführung deutlich verzögert und darunter letztlich die Versorgungssicherheit leidet.
II. Netzentgelte
4. An welchen Zielen, z. B. Flexibilität oder Netzdienlichkeit, sollte aus Ihrer Sicht die Ausgestaltung der Netzentgelte primär orientiert sein? Ist das Bandlastprivileg noch zeitgemäß? Wie bewerten Sie in diesem Kontext die aktuellen Reformen der BNetzA?
Der VIK begrüßt eine angemessene Beteiligung der Stromsystemnutzer (Erzeuger und Verbraucher) an den von ihnen verursachten Netzkosten. Die Flexibilitätspotenziale in der Industrie sind begrenzt und nicht in jedem Unternehmen/Standort vorhanden. Dies hat unter anderem sowohl technische als auch betriebswirtschaftliche Gründe. Eine realistische Erhebung und Einschätzung möglicher Flexibilitätspotenziale – auch auf der Zeitachse – ist daher unabdingbare Voraussetzung bei der zukünftigen Ausgestaltung der Netzentgelte. Eine flexiblere Stromabnahme kann zu Zielkonflikten mit regulatorischen Effizienzanforderungen führen. Daraus darf kein Nachteil für das Flexibilität erbringende Unternehmen entstehen.
Auch ein gleichmäßiges Lastverhalten hat in einem von erneuerbaren Energien geprägten Energiesystem Vorteile mit Blick auf Netzdienlichkeit und Planbarkeit. Die im Eckpunktepapier der BNetzA vom 24. Juli 2024 postulierte generelle Systemschädlichkeit der Bandlast ist in dieser Allgemeinheit nicht gegeben. Im Gegenteil ist sie als notwendiges Pendant zum unverzichtbaren Mindesterzeugungssockel bis auf Weiteres die Grundlage für einen sicheren Netzbetrieb und darüber hinaus auch die beste Voraussetzung, um verlässlich und zu jeder Zeit systemdienliche Flexibilität überhaupt anbieten zu können. Wirklich systemschädlich ist ein Verhalten, das gegen die Netzstabilität läuft. Dies würde zum Beispiel auch auf eine flexible Lastabnahme zutreffen, die in die „falsche“ Richtung vorgenommen wird (bspw. Strommehrbezug in einer ohnehin engpassbehafteten Region). Zudem ist zu konstatieren, dass Netzengpässe und Ineffizienzen im Stromsystem eher einer mangelnden Synchronisierung des Zubaus von (erneuerbarer) Erzeugungskapazitäten und Netzausbau geschuldet sind und weniger dem Lastverhalten industrieller Großverbraucher. Der synchrone Ausbau von Stromerzeugung, Netzen und Speichern (inkl. Wasserstoff) ist wichtig. Lastseitige Flexibilität kann eine Stütze des Energiesystems sein, kann aber die anderen Säulen nicht ersetzen.
Im Reformprozess der BNetzA zu den Netzentgelten schlägt der VIK daher vor, den bestehenden Bandlastansatz zunächst beizubehalten und die optionalen Flexibilitätselemente zu stärken, um schrittweise mehr industrielle Flexibilität anzureizen, ohne die industriellen Letztverbraucher zu überlasten. Individuelle Netzentgelte haben eine hohe Bedeutung für die internationale Wettbewerbsfähigkeit der Industrie. Eine Folgeregelung muss daher langfristig eine planbare und bezahlbare Netzentgeltentlastung ermöglichen.
Im Hinblick auf die von der BNetzA geplanten Reformen der Sondernetzentgelte sowie der allgemeinen Netzentgeltsystematik ist es wichtig, dass die zukünftig zu erwartenden Netzentgelte und Netzentgeltentlastungen planbar und zuverlässig sein müssen, da Planbarkeit essenziell für die Wirtschaftlichkeit und Investitionsentscheidungen von Industrieunternehmen ist. Um die Planungssicherheit über den zukünftigen Verlauf der Netzkosten für die Verbraucher zu erhöhen, sind transparente Informationen über die längerfristige Perspektive erforderlich. Derzeit werden im Rahmen des Netzentwicklungsplans Gesamt-Investitionssummen veröffentlicht, ohne die Auswirkung auf die Entwicklung der Netzentgelte darzustellen. Hier ist es notwendig, dass die Netzbetreiber zukünftig im Zuge des NEP-Prozesses längerfristige Szenarien veröffentlichen, um die Entwicklung der Netzausbaukosten auf die Netzentgelte im Zeitablauf sichtbar zu machen. Auch wenn die Ausbaukosten im Übertragungsnetz und den Verteilernetzen nur einen Teil der Netzkosten darstellen, würde eine solche szenarienbasierte Prognose – trotz aller Prognoseunsicherheiten – ein klareres Bild über die absehbaren Entwicklungen der Höhe der Netzentgelte ermöglichen.
Darüber hinaus sollten zumindest die transformationsbedingten Kostenbestandteile der Netzentgelte (bspw. Kosten für Engpassmanagement, Reservekraftwerkseinsatz) aus dem Bundeshaushalt getragen werden. Durch eine solche staatliche Kofinanzierung wären zum einen Kostenreduktionen aller Stromverbraucher sowie zum anderen mehr Planbarkeit bei der Höhe der Netzentgelte für industrielle Verbraucher zu erreichen.
5. Zurzeit wird die Aufteilung der einheitlichen deutschen Stromgebotszone wieder kontrovers debattiert. Halten Sie eine Aufteilung in zwei oder mehr Zonen zur Senkung der Redispatch-Kosten und zur besseren Abbildung der Netzkapazitäten für sinnvoll? Was ist das aus Ihrer Sicht wichtigste Argument, das für bzw. gegen eine solche Aufteilung spricht?
Die einheitliche deutsche Stromgebotszone ist eine zentrale Säule für einen stabilen und funktionierenden Strommarkt. Eine Aufteilung in zwei oder mehr Gebotszonen zur Senkung der Redispatch-Kosten und zur besseren Abbildung der Netzkapazitäten wird aus Sicht des VIK als nicht zielführend erachtet. Die negativen wirtschaftlichen Auswirkungen einer solchen Teilung übersteigen die potenziellen Vorteile erheblich.
Eine Zonenaufteilung würde insbesondere in Süd- und Westdeutschland zu höheren Strompreisen führen. Diese Regionen sind wirtschaftlich stark industrialisiert, was zu einem zusätzlichen Wettbewerbsnachteil für dort ansässige Unternehmen führen würde. Aufgrund bereits hoher Stromkosten in Deutschland stellt eine weitere Erhöhung ein erhebliches Risiko für die Industrie dar und könnte zu abermaligen Produktionsverlagerungen ins Ausland führen, statt zu einer Neuansiedlung innerhalb Deutschlands.
Die physische Herausforderung der Netzengpässe kann langfristig nur durch Netzausbau, zusätzliche Speicher, Elektrolysekapazitäten, eine bessere Nutzung der Netzinfrastruktur und marktbasierte Anreize für netzdienliches Verhalten gelöst werden. Eine Zonenaufteilung hingegen löst keine strukturellen Probleme, sondern verschiebt sie nur. Zudem würde eine einmal vorgenommene Zonierung regelmäßig infrage gestellt werden müssen, wenn sich Netzkapazitäten oder Erzeugungsstandorte ändern. Dies würde nicht im Verhältnis zum technischen und bürokratischen Implementierungsaufwand stehen.
6. In einigen Ländern und Regionen außerhalb Europas (u.a. Kalifornien, Texas, Australien) werden die Strompreise nodal (für jeden Ein- und Ausspeisepunkt separat) gebildet, um Netzengpässe direkt preislich abzubilden und somit zu internalisieren. Halten Sie ein solches Modell in Deutschland und Europa für sinnvoll und umsetzbar? Was ist das wichtigste Argument dafür bzw. dagegen?
7. Halten Sie die flächendeckende Einführung von Smart Metern für ein sinnvolles Instrument, um die Netzkapazitäten besser zu steuern und die Kosten zu begrenzen? Was sind aus Ihrer Sicht die größten Hindernisse, die einem stärkeren Smart Meter-Ausbau in Deutschland im Weg stehen? Was wäre aus Ihrer Sicht der größte Vorteil einer flächendeckenden Nutzung von Smart Metern? Wie sollten die Kosten dieses Ausbaus auf die Akteure verteilt werden?
Die flächendeckende Einführung von Smart Metern kann zur besseren Netzsteuerung und Kostenbegrenzung beitragen und ist daher sehr zu begrüßen. Dabei müssen die Kosten des Ausbaus verursachergerecht verteilt werden. Für industrielle Anwender sind individuelle Regelungen erforderlich, die die höheren Investitions- und Betriebskosten berücksichtigen. Die in den Gesetzen genannten Preisobergrenzen sind auf Privathaushalte zugeschnitten und berücksichtigen nicht die höheren Kosten für die komplexere Messtechnik in der Industrie. Dies kann die Wirtschaftlichkeit für industrielle Messstellenbetreiber beeinträchtigen.
Aktuell verfügbare Smart Meter Gateways erfüllen nicht die industriellen Anforderungen, wie die Messung von Blindenergie oder Spitzenlasten, die an Industriestandorten wie bspw. Chemieparks bereits heute erfüllt werden. Ein verpflichtender Einsatz solcher Smart Meter Gateways würde daher zu einer Verschlechterung der bestehenden Messinfrastruktur führen. Solche Ineffizienzen beim Roll-Out müssen vermieden werden – es sollte letztlich auf die Funktionalität ankommen, d.h. das Ziel der Informationsbereitstellung und Steuerbarkeit sollte erreicht werden, auch wenn bestimmte auf das Massenkundengeschäft zugeschnittene formale Anforderungen für bestimmte Anwendergruppen wie etwa Industrieparks von den an Privathaushalten orientierten Vorgaben abweichen.
8. Inwiefern stellt die Flexibilisierung der Energienachfrage eine Herausforderung dar, insbesondere im Hinblick auf das Potenzial in Industrie und Haushalten? Welchen Anteil am Gesamtstromverbrauch könnten diese beiden Sektoren im Rahmen der Flexibilisierung übernehmen? Wie gut lassen sich Überlast-Ergebnisse aus Ihrer Erfahrung heraus kalendarisch bestimmen? Was ist aus Ihrer Sicht die typische erforderliche Reaktionszeit zur Nachfrageflexibilisierung (wie z.B. Frankreich 20 Uhr Vortag)?
Flexibilitätspotenziale in der Industrie werden oft überschätzt, da Verknüpfungen in der Lieferkette oder der Aufbau redundanter Technologien zur Erhöhung der Flexibilität (bspw. Power-to-Heat-Kessel; Produktspeicher, ggf. Batteriespeicher) zu Mehrkosten führen, die in Mitbewerberregionen außerhalb Deutschlands nicht gebaut werden müssen. Aus der Perspektive der internationalen Wettbewerbsfähigkeit ist zu beachten, dass kapitalintensive Produktionsprozesse grundsätzlich aus fundamentalen, betriebswirtschaftlichen und technischen Gründen eine möglichst gleichmäßige Anlagenauslastung am optimalen Betriebspunkt anstreben. Direkte oder indirekt verpflichtende künftige Flexibilitätsanforderungen werden gerade die auf eine Bandlast-optimierten Produktion erstmal teurer und international weniger wettbewerbsfähig machen. Eine Flexibilisierung des Strombezugs ist, sofern technisch überhaupt realisierbar, nur dann langfristig umsetzbar, wenn der durch eine strompreisorientierte Betriebsweise erzielte Vorteil die damit verbundenen Nachteile übersteigt. Regulatorisch sollte stärker auf optionale, sprich freiwillige und anreizbasierte Flexibilitätserbringungen gesetzt werden.
Bei der Neugestaltung der Sondernetzentgelte nach § 19 Abs. 2 Satz 2 StromNEV („Bandlastregelung“) sind die grundlegenden betriebswirtschaftlichen und technischen Hemmnisse sowie die spezifischen Anforderungen der Industrie unbedingt zu berücksichtigen, etwa die Vielzahl unterschiedlicher industrieller Prozesse und Verbundstrukturen. Die Flexibilitätskriterien müssen so ausgestaltet sein, dass sie die Industrieunternehmen nicht vor zu starke Herausforderungen stellt.
Pauschale Aussagen über den Anteil am Gesamtstromverbrauch sind derzeit ohne eine detaillierte Analyse der Flexibilitätspotenziale an jedem einzelnen Industriestandort in Deutschland mit erheblichen Unsicherheiten behaftet. Gleiches gilt für die erforderliche Reaktionszeit, die je nach Unternehmen und Standort unterschiedlich ausfällt. Innerhalb der VIK-Mitgliedschaft variiert die Reaktionszeit von wenigen Minuten bis zu mehreren Tagen – in Einzelfällen sogar bis zu einer Woche.
Eine symmetrische Flexibilitätsanforderung (Lasterhöhung und Lastreduktion) wird vom VIK abgelehnt, da viele Standorte aufgrund wirtschaftlicher und produktionsbedingter Gründe Flexibilität nur in eine „Richtung“ erbringen können. Oft fehlt zur Lasterhöhung neben den o.g. Gründen auch die entsprechende Netzanschlusskapazität (NAK) an den Standorten. Dadurch stellt auch die Möglichkeit zur Lasterhöhung durch den Einsatz von Batteriespeichern als keine Lösungsmöglichkeit dar.
Lastseitige industrielle Flexibilisierungsmaßnahmen stehen darüber hinaus auch im Zielkonflikt mit Energieeffizienzanforderungen. Die Erbringung von Flexibilität bedeutet in der Regel eine Abweichung von einer effizienten Betriebsweise, die am optimalen technischen Betriebspunkt liegt. An- und Abfahrprozesse gehen mit Effizienzverlusten sowie höherem Energieverbrauch und THG-Emissionen einher. Eine Flexibilitätserbringung darf für ein Unternehmen daher keine negativen Auswirkungen bei Energieeffizienzanforderungen haben, die bspw. bei den „ökologischen Gegenleistungen“ im Zusammenhang mit verschiedenen Strompreisentlastungen und im Energieeffizienzgesetz gefordert werden.
9. Ab 2025 muss Betreibern bestimmter steuerbarer Anlagen (u. a. Wärmepumpen, private Ladestationen für E-Autos) ein zeitvariables Netzentgelt angeboten werden, wenn ein intelligentes Messsystem verbaut ist. Kann diese Regelung Ihrer Einschätzung nach einen Beitrag zur Vermeidung einer Überlastung der Stromnetze leisten? Sollte dieser Ansatz auch für andere Abnehmer – ggf. verpflichtend – eingeführt werden?
Bereits bestehende Flexibilitäten sollten so weit wie möglich gehoben werden, um den Bedürfnissen des Stromversorgungssystems entgegenzukommen. Dies darf jedoch nur freiwillig und anreizbasiert erfolgen, keinesfalls durch direkten oder indirekten Zwang zur Flexibilität (Gründe siehe Frage 8).
10. In einigen Nachbarländern Deutschlands, wie etwa Belgien und Österreich, wurde bereits eine G-Komponente eingeführt, die ein leistungsabhängiges Netzentgelt für Erzeuger darstellt. Dadurch soll die tatsächliche Netzbeanspruchung besser reflektiert werden. Halten Sie ein solches Modell auch in Deutschland für sinnvoll und umsetzbar? Welche Vor- und Nachteile sehen Sie? Halten Sie es für sinnvoll, eine potenzielle G-Komponente in Deutschland regional differenziert auszugestalten?
Angesichts stark gestiegener Netzentgeltkosten hält der VIK es für sinnvoll, die Debatte über eine angemessene Beteiligung volatiler nicht gesteuerter Einspeiser an den von ihnen verursachten Netzkosten zu führen, da der nicht mit dem Netzausbau synchronisierte Zubau erneuerbarer Energien die Hauptursache für die stark gestiegenen Netzkosten ist. Volkswirtschaftlich sinnvoll wäre es, wenn durch eine Netzkostenbeteiligung der volatilen Erzeuger eine sich am Netzausbau und lokalen Strombedarf orientierende Lenkungswirkung des Ausbaus und der Einspeisung Erneuerbarer Energien erzielen ließe.
Bei der Entwicklung eines passenden Netzentgeltsystems für das deutsche Stromsystem sollten etablierte Modelle aus dem Ausland analysiert werden. Dabei müssen jedoch die spezifischen Gegebenheiten des deutschen Stromsystems zwingend berücksichtigt werden.
11. Wie können die Baukostenzuschüsse zu netzdienlichen Investitionen beitragen? Wie sollten die Bau-kostenzuschüsse für Batteriespeicher ausgestaltet werden?
Die aktuelle Rechtslage sieht Baukostenzuschüsse ausschließlich für Stromverbraucher vor, nicht jedoch für Stromerzeuger. Vor dem Hintergrund einer verursachergerechten Beteiligung von Stromerzeugern an den Netzkosten (siehe Frage 10) und einer geeigneten Lenkungswirkung in Bezug auf Ansiedlungsentscheidungen könnten Baukostenzuschüsse für Erzeuger bzw. Speicher Element sein, um die Gesamtkosten des Energiesystems zu senken und einen EE- oder Batteriespeicher-Zubau an netzdienlichen Orten anzureizen. Diers muss jedoch im umfassenderen Kontext der Ausgestaltung der allgemeinen Netzentgeltsystematik gesehen werden, hier ist eine Gesamtbetrachtung notwendig, die im Rahmen des laufenden Reformprozesses der BNetzA erfolgen muss.
III. Fernwärme
12. Haben Sie in den letzten Jahren Veränderungen der Wettbewerbssituation für Fernwärmeanbieter beobachtet, insbesondere im Wettbewerb zu anderen Wärmeenergieträgern wie der Wärmeversorgung durch Gas? Wie wirken sich Ihrer Meinung nach die aktuellen Vorgaben des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) sowie der grundsätzliche Transformationsdruck im Rahmen der Dekarbonisierung der Wärmeversorgung auf die Wettbewerbssituation aus, der Fernwärmeanbieter ausgesetzt sind?
13. In den Niederlanden galt in den letzten Jahren eine Preisobergrenze für Fernwärme, die sich am Gaspreis orientierte. In Dänemark wird demnächst eine ähnliche Obergrenze eingeführt, die an den Preis für Wärmepumpenstrom gekoppelt ist. Halten Sie eine solche an einem fiktiven Wettbewerbspreis orientierte Price-Cap-Regulierung auch in Deutschland für sinnvoll und umsetzbar, um die Kundinnen und Kunden vor überhöhten Preisen zu schützen?
14. Halten Sie die momentanen Regelungen zur Regulierung der Fernwärmepreise für angemessen? Sehen Sie Änderungsbedarf? Wie beurteilen Sie die Effektivität der Marktaufsicht durch die Kartellbehörden-den im Bereich der Fernwärme? Gibt es spezifische Bereiche oder Praktiken, die Ihrer Meinung nach stärker ins Visier genommen werden sollten?
15. § 556c BGB wird in Verbindung mit der WärmeLV von vielen Akteuren als Hindernis beim Ausbau der Fernwärme im Bestand betrachtet. Halten Sie diese Regelung für sinnvoll? Wenn nein, wie sollte sie re-formiert werden, um stärkere Anreize zum Umstieg auf Fernwärme zu gewähren, ohne gleichzeitig den Schutz von Mieterinnen und Mietern zu vernachlässigen?
16. Mieterinnen und Mieter, die mit Fernwärme heizen, haben üblicherweise keinen direkten Vertrag mit dem jeweiligen Versorger. Halten Sie dies für die zivilrechtliche Rechtsdurchsetzung, z. B. bei über-höhten Preisen, für problematisch? Sollten Mechanismen geschaffen werden, die eine Rechtsdurchsetzung auch ohne laufenden Vertrag ermöglicht und wie könnten diese aussehen? Halten Sie es für sinn-voll, Mieterinnen und Mieter stärker als bisher direkt in die Vertragsgestaltung mit einzubeziehen?
17. Sehen Sie strukturelle Wettbewerbshindernisse, die durch eine Entflechtung der Fernwärmeunter-nehmen und/oder einen regulierten Drittzugang gelöst werden können? Halten Sie Drittzugang im Fern-wärmemarkt generell für technisch umsetzbar? Wenn ja, wie könnte dies ausgestaltet werden?
18. Sollten die Wegerechte/Konzessionen für den Betrieb von Fernwärmenetzen zukünftig verstärkt aus-geschrieben werden? Welche Ausschreibungsbedingungen sind denkbar? Sollte zwischen neuen und Bestandsnetzen unterschieden werden? Halten Sie eine Regelung wie § 46 EnWG für Fernwärmenetze für sinnvoll?
IV. Aufbau einer wettbewerblichen Ladeinfrastruktur im Bereich der Elektromobilität
19. Untersuchungen der Monopolkommission haben gezeigt, dass einzelne Betreiber von Ladeinfrastruktur (CPO) in verschiedenen Regionen hohe Marktanteile an den dortigen Ladesäulen halten. Was sind aus Ihrer Sicht die Gründe dafür und welche Strategien schlagen Sie vor, um eine erhöhte Wettbewerbsintensität und Marktdiversifizierung zu fördern? Wie könnte die aktuelle Regulierungslandschaft geändert werden, um den Markteintritt von Wettbewerbern zu erleichtern?
20. Welche Rolle spielen die kommunalen Gebietskörperschaften beim Zugang zu geeigneten Standorten für Ladesäulen sowie deren Vergabe an Betreiber? Haben Sie den Eindruck, dass Kommunen sich ausreichend um einen Standortwettbewerb bemühen? Haben Sie hierfür ein Positiv- bzw. Negativbei-spiel?
21. In welcher Weise beeinflusst die Angebotsdichte von Ladepunkten den Wettbewerb und die Preis-gestaltung in städtischen versus ländlichen Gebieten? Wie könnten Anreize für private Investitionen in die Ladeinfrastruktur gestaltet werden, um eine ausgewogene regionale Verteilung von Ladestationen zu erreichen und gleichzeitig einen fairen Wettbewerb zu gewährleisten?
22. Das System des punktuellen Ladens (Ad-hoc-Laden, Direct-Pay) direkt beim Betreiber einer Lade-säule (CPO) wird von den Ladekundinnen und -kunden heute noch weit weniger genutzt als das Laden über Ladekarten der Serviceprovider (EMP/EMSP). Was ist aus Ihrer Sicht der Grund dafür? Welche Möglichkeiten sehen Sie für den Gesetzgeber, das Ad-hoc-Laden sowohl für CPOs als auch für Kundinnen und Kunden attraktiver zu gestalten? Wie beurteilen Sie die Umsetzung der Transparenzvorgaben aus 18 AFIR und sehen Sie diese als wirksamer oder weniger wirksam an als die Einführung einer Markttransparenz-stelle?
23. In den vergangenen Monaten wurden Vergabeverfahren zum Aufbau eines LKW-Schnellladenetzes entlang von Bundesautobahnen auf den Weg gebracht. Wie bewerten Sie diese Ausschreibungsverfahren? Wo sehen Sie wettbewerbsrelevante Unterschiede zwischen dem Ladesäulenmarkt für PKW und dem Ladesäulenmarkt für LKW? Welche Erfahrungen haben Sie mit den Ausschreibungsverfahren für
PKW-Ladesäulen gesammelt, die im Hinblick auf künftige Ausschreibungsverfahren für LKW-Ladesäulen berücksichtigt werden sollten?
24. Wie beurteilen Sie die Effektivität der gegenwärtigen Marktaufsicht durch das Bundeskartellamt im Bereich der Ladeinfrastruktur? Gibt es spezifische Bereiche oder Praktiken, die Ihrer Meinung nach stärker ins Visier genommen werden sollten?
25. Könnten wettbewerbliche Probleme aus der vertikalen Integration von Ladesäulenbetreibern (CPOs) und Anbietern von E-Mobilitätsdienstleistungen (EMPs) entstehen? Falls ja, wie könnten diese effektiv adressiert werden?
V. Wasserstoff- und Gasinfrastruktur
26. Die noch umzusetzende Gas- und Wasserstoffbinnenmarktrichtlinie (EU) 2024/1788 sieht die Ein-führung einer an den Gasnetzen angelehnten Regulierung für Wasserstoffnetze vor. Halten Sie einen solchen regulierungsrechtlichen Ansatz für angemessen? Wäre angesichts der erst noch aufzubauenden Wasserstoffinfrastruktur auch ein dynamischerer Regulierungsansatz denkbar, der sich an der tatsächlichen Entwicklung von Angebot und Nachfrage auf den Wasserstoffmärkten orientiert?
Die Einführung einer regulierten Netzinfrastruktur für Wasserstoff nach dem Vorbild der bestehenden Gasnetze ist grundsätzlich sinnvoll, um Transparenz und diskriminierungsfreien Netzzugang zu gewährleisten. Die Übertragung etablierter Regelungen aus dem Erdgasbereich erleichtert potenziellen Marktteilnehmern den Eintritt in den H2-Bereich. Allerdings muss die Regulierung den besonderen Herausforderungen des noch entstehenden Wasserstoffmarktes Rechnung tragen, insbes. dem schrittweisen Aufbau des Netzes und der damit verbundenen Bildung einzelner – zunächst unabhängiger – H2-Cluster und -Regionen.
Ein dynamischer Regulierungsansatz erscheint aus unserer Sicht sinnvoll, da Angebot und Nachfrage im Wasserstoffmarkt sich erst entwickeln und hohe Unsicherheiten bestehen. Eine zu starre Regulierung in der frühen Marktphase könnte Investitionen hemmen, die notwendige Infrastruktur verteuern und somit den Markthochlauf bremsen.
Konkret sollten folgende Aspekte berücksichtigt werden:
27. Wie kann die Entscheidung über die Zukunft von Gasverteilnetzen (Weiternutzung, Stilllegung, Umbau zu Wasserstoffverteilnetzen) sachgerecht getroffen werden? Welche Kriterien sollten bei dieser Entscheidung zugrunde gelegt werden?
Die Zukunft der Gasverteilnetze muss differenziert betrachtet werden, um eine sichere, wirtschaftliche und technologisch sinnvolle Transformation zu ermöglichen. Dabei sollten folgende Kriterien zugrunde gelegt werden:
28. Der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft wird auf allen Ebenen (u. a. Produktion, Import, Nutzung) durch öffentliche Mittel unterstützt. Werden dabei ihrer Ansicht nach wettbewerbliche Belange ausreichend berücksichtigt oder kommt es durch die Subventionen zu Marktverzerrungen?
Die öffentliche Förderung ist derzeit notwendig, um eine initiale Marktbildung zu ermöglichen, Investitionsrisiken zu reduzieren und Skaleneffekte zu erreichen. Allerdings sehen wir die Gefahr, dass durch eine unausgewogene Förderpolitik Marktverzerrungen entstehen, die langfristig die Wettbewerbsfähigkeit und die effiziente Allokation von Wasserstoff behindern könnten.
Ergänzung durch Nachfrageinstrumente wie Grüne Leitmärkte
Während Förderprogramme wie IPCEI, Klimaschutzverträge, die European Hydrogen Bank und H2Global den Hochlauf von Produktion und Import unterstützen, fehlt bislang ein Mechanismus, der sicherstellt, dass die Mehrkosten für grüne Produkte entlang der Wertschöpfungskette weitergegeben werden können. Die Schaffung Grüner Leitmärkte ist daher essenziell, um langfristig eine nachhaltige Nachfrage nach klimafreundlichen Produkten zu etablieren und die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie zu sichern.
Fachbereichsleiter Energiewirtschaft und Regulierung
