Mit dem Festlegungsverfahren Agnes verfolgt die Bundesnetzagentur das Ziel, die Finanzierung der Stromnetze auf eine breitere Basis zu stellen und künftig auch Einspeiser an den Netzkosten zu beteiligen. Neben dynamischen Entgeltkomponenten mit Anreizfunktion wird dabei insbesondere die Einführung kapazitäts- beziehungsweise leistungsbezogener Einspeiseentgelte als Instrument mit Finanzierungsfunktion diskutiert.
Ein zentrales Argument der Bundesnetzagentur ist, dass solche Entgelte weitgehend "neutral auf das Marktgeschehen wirken", da sie die Grenzkosten der Stromerzeugung nicht beeinflussen und damit keine unmittelbaren Effekte auf die kurzfristige Preisbildung im Strommarkt entfalten. Gleichzeitig weist die Behörde jedoch selbst darauf hin, dass diese Entgelte die Fixkosten der Erzeugungsanlagen erhöhen und damit Investitionsentscheidungen beeinflussen können. Vor diesem Hintergrund stellt sich die Frage, ob die geplante Ausgestaltung der Einspeiseentgelte mittel- bis langfristig zu einer Verdrängung von Spitzenlastkraftwerken und damit zu einer Verknappung gesicherter Leistung führen könnte.
Argumentation ist in der Kurzfrist-Perspektive konsistent
Die Einschätzung der Netzagentur zur Marktneutralität kapazitätsbasierter Entgelte basiert auf der Funktionsweise des Stromgroßhandelsmarktes. Im Spotmarkt, hauptsächlich im Day-Ahead-Handel, erfolgt die Preisbildung im Wesentlichen entlang der Merit-Order, also der Einsatzreihenfolge von Kraftwerken entsprechend ihrer Grenzkosten. Da kapazitäts- oder leistungsbezogene Einspeiseentgelte als Fixkosten wirken, verändern sie nicht die kurzfristigen Einsatzentscheidungen der Kraftwerke.
Ein Kraftwerk produziert weiterhin, solange der erzielbare Marktpreis seine variablen Kosten deckt, unabhängig davon, wie hoch seine Fixkosten sind. Entsprechend kommt die Behörde zu dem Schluss, dass solche Entgelte "keinen oder nur sehr selten Einfluss auf das Einspeiseverhalten von Kraftwerken" haben und somit nicht zu einer Beeinflussung des kurzfristigen Stromhandels führen. Diese Argumentation ist aus kurzfristiger Perspektive konsistent, greift jedoch zu kurz, wenn man die langfristigen Anpassungsmechanismen des Stromsystems berücksichtigt.
Verändert sich langfristig die Zusammensetzung des Kraftwerksparks?
Denn während Fixkosten die kurzfristige Dispatch-Entscheidung nicht beeinflussen, sind sie für Investitionsentscheidungen zentral. Ein Kraftwerk muss über seine Lebensdauer hinweg seine gesamten Kosten decken können, also sowohl variable als auch fixe Kosten. Kapazitätsbezogene Einspeiseentgelte erhöhen diese Fixkosten und verschlechtern damit die Wirtschaftlichkeit von Erzeugungsanlagen.
Die Bundesnetzagentur erkennt diese Wirkung ausdrücklich an, indem sie darauf hinweist, dass entsprechende Entgelte "die Fixkosten der Erzeuger erhöhen" und sich negativ auf Investitionsentscheidungen auswirken können. Die entscheidende Frage ist daher nicht, ob sich kurzfristig die Merit-Order verschiebt, sondern ob sich langfristig die Zusammensetzung des Kraftwerksparks verändert.
"Hoher Kapazitätsbedarf" in der Energiewende
Besonders relevant ist dieser Effekt für sogenannte Spitzenlast- beziehungsweise Residualkraftwerke, die im Zuge der Energiewende eine zentrale Rolle für die Versorgungssicherheit einnehmen. Diese Anlagen kommen vor allem dann zum Einsatz, wenn erneuerbare Energien nicht ausreichend verfügbar sind, etwa bei Dunkelflauten.
Charakteristisch für solche Kraftwerke ist, dass sie nur relativ wenige Stunden im Jahr laufen und ihre Erlöse daher in begrenzten Zeitfenstern erzielen. Gleichzeitig tragen sie die gleichen oder sogar höhere Fixkosten wie Grundlastanlagen. Ihre Wirtschaftlichkeit hängt somit maßgeblich davon ab, dass sie in Zeiten hoher Nachfrage ausreichend hohe Preise erzielen können. Werden ihre Fixkosten durch zusätzliche Einspeiseentgelte erhöht, verschlechtert sich ihre Rentabilität besonders stark.
Die Bundesnetzagentur weist selbst darauf hin, dass entsprechende Entgelte insbesondere Spitzenlastkraftwerke belasten und sich negativ auf Investitionsentscheidungen auswirken könnten. Gleichzeitig besteht im Zuge der Energiewende ein "hoher Kapazitätsbedarf an Residualkraftwerken". Daraus ergibt sich ein potenzieller Zielkonflikt: Gerade die Anlagen, die für die Stabilität des Systems benötigt werden, reagieren besonders sensibel auf steigende Fixkosten.
Verschiebung hin zu langfristigen Strukturen?
Die unmittelbare Folge kann eine Anpassung des Kraftwerksparks sein. Wenn Investitionen in flexible, aber selten genutzte Kapazitäten unattraktiver werden, kann dies zu einer geringeren Verfügbarkeit solcher Anlagen führen. In der Folge steigt die Wahrscheinlichkeit von Knappheitssituationen im Stromsystem. Diese äußern sich nicht zwangsläufig in dauerhaft höheren durchschnittlichen Preisen im Spotmarkt, wohl aber in häufigeren und ausgeprägteren Preisspitzen sowie einer höheren Preisvolatilität. Damit verschiebt sich die Wirkung der Entgelte von der kurzfristigen Preisbildung hin zu langfristigen strukturellen Effekten.
Diese Effekte werden primär über den Terminmarkt sichtbar. Während die Merit-Order vor allem die kurzfristige Preisbildung im Spotmarkt beschreibt, orientieren sich Terminmarktpreise an den erwarteten zukünftigen Spotpreisen sowie an Risikoprämien. Verändert sich die erwartete Angebotsstruktur – etwa durch geringere Investitionen in gesicherte Leistung – steigen die Erwartungen an zukünftige Knappheitssituationen.
Dies führt zu höheren erwarteten Preisspitzen, die sich in den Terminmarktpreisen niederschlagen. Gleichzeitig erhöht eine unsichere Entwicklung der regulatorischen Rahmenbedingungen, etwa hinsichtlich der zukünftigen Höhe von Einspeiseentgelten, die Risikoaufschläge. Die Bundesnetzagentur weist selbst darauf hin, dass Unsicherheiten über die zukünftige Entgelthöhe von Investoren eingepreist werden. Damit ergibt sich ein indirekter Zusammenhang zwischen kapazitätsbezogenen Entgelten und dem Preisniveau am Terminmarkt: nicht über die kurzfristige Verschiebung der Merit-Order, sondern über veränderte Erwartungen und Risikoabschätzungen.
Behörde erwartet mögliche "nachteilige Einflüsse"
Langfristig kann dies zu gesamtwirtschaftlichen Effekten führen. Eine verzerrte Investitionsstruktur kann dazu führen, dass nicht die volkswirtschaftlich effizienteste Kombination von Erzeugungsanlagen realisiert wird. Die Bundesnetzagentur spricht in diesem Zusammenhang von möglichen "nachteiligen Einflüssen auf die Dimensionierung und Zusammensetzung des Erzeugungssystems", die zu einem "weniger effizienten Erzeugungsmix" und damit zu "Wohlfahrtsverlusten im Gesamtsystem der Stromerzeugung" führen können. Diese Wohlfahrtsverluste können sich in verschiedenen Formen manifestieren, etwa durch höhere Systemkosten, steigenden Bedarf an Redispatch-Maßnahmen, zusätzliche Förderbedarfe oder erhöhte Preisvolatilität.
Die Diskussion um Einspeiseentgelte im Rahmen von Agnes offenbart somit einen grundlegenden Zielkonflikt. Auf der einen Seite steht das legitime Ziel, die Finanzierung der Netze auf eine breitere Basis zu stellen und Einspeiser stärker an den Netzkosten zu beteiligen. Auf der anderen Seite besteht die Gefahr, dass steigende Fixkosten die Investitionsanreize für systemrelevante Kapazitäten verschlechtern und damit langfristig die Effizienz und Versorgungssicherheit des Stromsystems beeinträchtigen. Die von der Bundesnetzagentur betonte Marktneutralität kapazitätsbasierter Entgelte bezieht sich in erster Linie auf die kurzfristige Preisbildung im Spotmarkt.
Sie bedeutet jedoch nicht, dass diese Entgelte auch systemneutral sind. Vielmehr können sie über ihre Wirkung auf Investitionsentscheidungen und Markterwartungen langfristig erhebliche Auswirkungen auf die Struktur und Kosten des Stromsystems entfalten. Vor diesem Hintergrund stellt sich die zentrale Frage, ob und in welcher Ausgestaltung eine Beteiligung von Einspeisern an den Netzkosten erfolgen kann, ohne die notwendigen Investitionen in flexible und gesicherte Erzeugungskapazitäten zu gefährden. Die Antwort darauf wird maßgeblich darüber entscheiden, ob die Reform der Netzentgeltsystematik zu einer effizienteren und robusteren Stromversorgung beiträgt – oder ob sie unbeabsichtigte Nebenwirkungen entfaltet, die langfristig zu höheren Kosten und Risiken im Energiesystem führen.
