Eine Großwärmepumpe soll bei den Stromnetzentgelten künftig anders abgerechnet werden als ein Elektrolyseur, obwohl beide ihren Strombezug zeitlich verschieben können. Der Branchenverband für Kraft-Wärme-Kopplung und Fernwärme (AGFW) warnt vor einer Investitionsbremse für die Wärmewende. Ob die Reform Power-to-Heat tatsächlich deutlich verteuert, ist allerdings umstritten.
Elektrodenkessel und Großwärmepumpen können Strom aufnehmen, wenn viel erneuerbare Energie verfügbar ist. Zusammen mit Wärmespeichern lässt sich der Strombezug zeitlich verschieben. Nach Ansicht des AGFW könnten höhere Netzentgelte jedoch die Einsatzzeiten der Anlagen verringern, die Fernwärme insgesamt verteuern und letztlich bei den Kunden ankommen.
Investitionsbremse für die Wärmewende?
Der Verband fordert die Bundesnetzagentur auf, Power-to-Heat künftig als Flexibilitätsoption oder speicherähnliche Anlage zu behandeln. Konkret schlägt er ein moderates Kapazitätsentgelt vor. Außerdem will er auf arbeitsbezogene Entgelte verzichten und Erzeugung, Speicher und Netzanschlusspunkt bei Hybridstandorten gemeinsam betrachten.
Auch aus der Forschung kommt Zustimmung. Das Fraunhofer-Exzellenzcluster Integrierte Energiesysteme etwa fordert eine Gleichstellung mit Elektrolyseuren. Großwärmepumpen und Elektrodenkessel könnten flexible Lasten bereitstellen und zur direkten Elektrifizierung von Fern- und Prozesswärme beitragen.
Was sich für Power-to-Heat ändert
Die Reform der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (Agnes) soll ab 2029 die bisherige Systematik ablösen. Ziel der Bundesnetzagentur ist, die Netzkosten auf mehr Schultern zu verteilen: Erstmals zahlen auch Erzeuger. Power-to-Heat zahlt dagegen schon heute Netzentgelte.
Für größere Verbraucher sieht der Entwurf einen Kapazitätspreis und zwei Arbeitspreise vor. Ein höherer Arbeitspreis greift, wenn mehr Leistung abgerufen wird als bestellt. Großwärmepumpen und Elektrodenkessel bleiben wie bisher Großverbraucher.
Für Elektrolyseure, die grünen oder kohlenstoffarmen Wasserstoff herstellen, ist dagegen ein eigenes Netzentgelt vorgesehen, das sich im Kern an der Kapazität orientiert. Ein arbeitsabhängiger Bestandteil entfällt. Für bestimmte Batteriespeicher gilt zudem ein zeitlich begrenzter Vertrauensschutz.
Ob Power-to-Heat durch Agnes tatsächlich teurer wird, hängt zum einen vom Netzbetreiber ab: von der Kostenwälzung, also der Verteilung der Netzkosten auf die Nutzer, und von den je Netzebene angesetzten Kapazitäts- und Arbeitspreisen. Zum anderen vom Betreiber selbst: von Lastprofil, Kapazitätswahl und Flexibilität. Aus der Einstufung als Großverbraucher allein lässt sich die konkrete Belastung deshalb nicht ableiten.
Die Gründe der Bundesnetzagentur
Die Bundesnetzagentur verweist in ihrer Begründung zum Festlegungsentwurf auf die politische Ausgangslage: Für Elektrolyseure gebe es im nationalen Energie- und Klimaplan konkrete Ausbauziele. Für größere Wärmeerzeuger wie Power-to-Heat und Großwärmepumpen fehlten vergleichbare Vorgaben. Förderprogramme allein reichten für eine Sonderbehandlung bei den Netzentgelten nicht aus.
Ein Gutachten der Beratung Consentec aus Aachen und der Technischen Universität Clausthal klammert Power-to-Heat bewusst aus. Die Bundesnetzagentur hatte es zuvor in Auftrag gegeben. Zwar sei eine Sonderregel für elektrische Wärmespeicher, wenn sie mit Zielen wie der Dekarbonisierung begründet werde, grundsätzlich erwägenswert, schreiben die Gutachter. Und betonen zugleich, Agnes sei zunächst vor allem eine Finanzierungsordnung für die Netze. Anreize für netzdienliches Verhalten sollten später über dynamische Entgelte entstehen.
Flexibel heißt nicht automatisch netzdienlich
Anna Gruber, Geschäftsführerin der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) in München, sieht eine pauschale Gleichsetzung von Flexibilität und Netzdienlichkeit kritisch. Power-to-Heat-Anlagen, Elektrolyseure und Batteriespeicher orientierten sich in der Regel am Strommarkt. Sie bezögen Strom, wenn er günstig ist, nicht zwingend dann, wenn ein bestimmter Netzabschnitt entlastet werden muss. Überschüssiger Windstrom im Norden könne eine dort angeschlossene Anlage sinnvoll auslasten. Eine Aktivierung im Süden könne einen Engpass sogar verschärfen.
Auch Arne Lilienkamp, Projektleiter am Energiewirtschaftlichen Institut an der Universität zu Köln (EWI), sieht Power-to-Heat und Elektrolyseure als flexible Großverbraucher grundsätzlich ähnlich. Die unterschiedliche Behandlung führt er vor allem auf politische Zielsetzungen zurück. Der Wasserstoffhochlauf sei politisch besonders gewollt und wirtschaftlich noch nicht tragfähig. Bei Power-to-Heat gebe es dagegen bereits Anlagen mit funktionierenden Geschäftsmodellen.
Lilienkamp hält die Begründung der Bundesnetzagentur daher für nachvollziehbar. Eine Ausnahme hätte kurzfristig vor allem eine Verteilungswirkung. "In der kurzen Frist hat die Netzentgeltreform vornehmlich eine Kostenverteilungswirkung", erklärt er. Die Netzkosten würden also nicht automatisch sinken, sondern nur anders verteilt.
Wer trägt die Kosten?
Ob die Kosten für Power-to-Heat tatsächlich steigen, ist offen. Lilienkamp hält es für möglich, dass sich die Netzentgelte großer Anlagen auf höheren Netzebenen durch die neue Kostenwälzung kurzfristig sogar verringern. Gemeint ist damit, wie die Netzkosten auf die Nutzer verteilt werden. Belastbare Zahlen für einzelne Standorte gibt es nicht.
Klar ist dagegen die grundsätzliche Verteilungswirkung: Eine Entlastung von Power-to-Heat beseitigt die Netzkosten nicht, sie verschiebt sie. Ohne Ausnahme zahlt Power-to-Heat weiter Netzentgelte wie bisher. Werden Sondernetzentgelte gewährt, dürften die Kosten laut Gruber insgesamt auf ähnlichem Niveau liegen wie heute. Kritisch wäre nur, wenn sie entfielen – in der Praxis hält sie das für unwahrscheinlich.
Für Erzeuger, Speicher und Elektrolyseure ohne Vertrauensschutz kommen dagegen Netzentgelte neu hinzu. Ihre Wirtschaftlichkeit kann sich dadurch verschieben. Mit einer Ausnahme würden andere Netznutzer mehr zahlen.
Welche Spielräume Betreiber haben
Gruber von der FfE sieht in der Netzentgeltreform aber auch Chancen: Anlagenbetreiber könnten ihre Lastprofile anpassen und die Kapazität optimieren. Eine geringer bestellte Kapazität senke die Kapazitätskosten, Überschreitungen würden mit dem höheren Arbeitspreis abgerechnet. Da dieser bekannt und die Überschreitungsdauer kalkulierbar sei, lasse sich das bewusst einplanen.
Zusätzliche Spielräume böten Sondernetzentgelte für Verbraucher über 10 GWh/a, die bisher ein individuelles Netzentgelt für Bandlast oder atypische Netznutzung erhalten. Flexibilität werde dort mit Rabatten belohnt – wie heute bei der atypischen Netznutzung, die Power-to-Heat und Großwärmepumpen bereits nutzen können.
Der wichtigste technische Hebel bleibt der Wärmespeicher. Er entkoppelt Strombezug und Wärmebedarf und erleichtert die Orientierung an günstigen Strompreisen oder lokalen Netzengpässen. Auch die Kombination mit Kraft-Wärme-Kopplung, Abwärme und weiteren Wärmeerzeugern könnte die Einsatzmöglichkeiten laut Experten erweitern.
Zusätzliche Anreize könnten zudem dynamische Netzentgelte schaffen. Ihre Einführung ist jedoch aufwendig. Die Bundesnetzagentur plant frühestens ab 2030 mit dem Instrument, und dann auch erst einmal nur für Batteriespeicher. Ob Power-to-Heat davon später profitiert, bleibt offen.
