Dieser Gastbeitrag ist eine Replik auf einen ZFK-Artikel zum Thema: "Power-to-Heat unter Druck: Was die Agnes-Reform wirklich ändert". Darin wurde nachgezeichnet, warum der Entwurf der Bundesnetzagentur zur Netzentgeltreform Agnes Power-to-Heat-Anlagen anders behandelt als Elektrolyseure und Batteriespeicher – und warum es aus Sicht von Experten gute Gründe dafür gibt.
Arne Lilienkamp vom Energiewirtschaftlichen Institut an der Universität zu Köln (EWI) stellte zudem infrage, ob die Kosten für Power-to-Heat durch die Reform wirklich steigen. Der Energieverband AGFW hatte im September gewarnt, dass Elektrokesseln und Großwärmepumpen als "Großverbraucher" deutlich höhere Netzentgeltbelastungen drohen würden als anderen Flexibilitätsoptionen wie Batteriespeichern oder Elektrolyseuren.
Die ZFK hat mit ihrem Beitrag eine wichtige Debatte aufgegriffen: Welche Folgen hat die geplante Reform der Stromnetzentgelte für Power-to-Heat-Anlagen? Richtig ist, dass sich die künftige Belastung einzelner Anlagen bislang nicht pauschal beziffern lässt. Für die Fernwärmebranche stellt sich aber eine mindestens ebenso wichtige Frage: Setzt die neue Entgeltsystematik die richtigen Anreize, um die zukünftige klimaneutrale Wärmeerzeugung flexibel aufzubauen und zu betreiben?
Großwärmepumpen und Elektrokessel spielen bei der Dekarbonisierung der Fernwärme eine wichtige Rolle. In Verbindung mit Wärmespeichern können sie ihren Strombezug zeitlich verschieben. Dieses Potenzial muss die neue Netzentgeltsystematik berücksichtigen. Denn die Unternehmen brauchen wirtschaftliche Rahmenbedingungen, die den flexiblen Betrieb ihrer Anlagen ermöglichen und Investitionen nicht behindern.
Der AGFW fordert für Power-to-Heat-Anlagen einen angemessenen jährlichen Kapazitätsbeitrag ohne arbeitsbezogene Netzentgelte. Die Anlagen sollen zur Netzfinanzierung beitragen. Zusätzlicher flexibler Strombezug sollte aber keinen weiteren Finanzierungsbeitrag je Kilowattstunde auslösen.
Kalkulierbar ist nicht automatisch sachgerecht
Wie im ZFK-Artikel erläutert, sind durch die neue Kostenwälzung auf höheren Netzebenen sogar Entlastungen denkbar. Eine geringere Jahresrechnung sagt aber noch nichts darüber aus, ob zusätzliche flexible Betriebsstunden wirtschaftlich werden. Deshalb müssen Kostenwälzung, Kapazitätspreis und Arbeitspreise auf ihre Anreizwirkung geprüft werden.
Auch die Möglichkeit, weniger Kapazität zu bestellen und Überschreitungen über den höheren Arbeitspreis AP2 einzuplanen, eröffnet Spielräume. Jedoch zementiert ein solches Modell eine unflexible Fahrweise. Daher ist insbesondere zu prüfen, wie AP2 zusätzlichen Strombezug behandelt, der am konkreten Netzanschlusspunkt erwünscht ist.
Flexibilität anerkennen, Netzdienlichkeit nachweisen
Flexibilität bedeutet nicht automatisch Netzdienlichkeit. Ein niedriger Börsenstrompreis bedeutet nicht zwangsläufig, dass im örtlichen Netz freie Kapazitäten vorhanden sind. Marktgetriebener Strombezug kann lokale Engpässe auch verschärfen. Das gilt für Power-to-Heat, Elektrolyseure und Batteriespeicher gleichermaßen.
Daraus folgt aus Sicht des AGFW: Vergleichbare Eigenschaften des Netzbezugs brauchen konsistente Bewertungsmaßstäbe. Technische Lastverschiebung und verbindlich begrenzter Leistungsbezug sind von konkret vereinbarten netzdienlichen Betriebsweisen zu unterscheiden.
Messbare Bezugsgrenzen, Steuerungsrechte und überprüfbare Reaktionen auf Netzsignale können geeignete Nachweise sein. Entgeltliche Vorteile müssen an klare Anforderungen und Konsequenzen bei Nichteinhaltung gebunden sein.
Wärmespeicher entkoppeln Strombezug und Wärmebedarf. Zusammen mit KWK-Anlagen, der Nutzung von Abwärme und weiteren Wärmeerzeugern erweitern sie die betrieblichen Möglichkeiten. Das allein garantiert noch keine Netzdienlichkeit. Es schafft aber Flexibilität, deren verbindliche Nutzbarkeit die Entgeltsystematik berücksichtigen sollte.
Politische Förderung und Tariflogik unterscheiden
Die Bundesnetzagentur begründet die Sonderbehandlung von Elektrolyseuren mit konkreten Ausbauzielen im nationalen Energie- und Klimaplan und verweist auf das Fehlen vergleichbarer Vorgaben für größere strombasierte Wärmeerzeuger. Im ZFK-Beitrag wird zudem auf den politisch gewollten, wirtschaftlich noch nicht tragfähigen Wasserstoffhochlauf verwiesen.
Der nationale Energie- und Klimaplan benennt jedoch sehr wohl Ausbauperspektiven für Großwärmepumpen in Wärmenetzen: Für 2030 nennt er eine thermische Leistung von 6,3 Gigawatt (GW).
Der AGFW stellt die Unterstützung für Wasserstoff nicht infrage. Politisch begründete Sonderregeln sind jedoch von der Bewertung vergleichbarer Netznutzung zu trennen. Wir verlangen deshalb keine ungeprüfte Übertragung sämtlicher Privilegien auf Power-to-Heat in Wärmenetzen. Die für Elektrolyseure angelegten Maßstäbe sollten aber technologieoffen angewandt werden.
Netzkosten finanzieren, Fehlanreize vermeiden
Der Hinweis auf die kurzfristige Kostenverteilungswirkung ist richtig. Er beantwortet aber nicht, wie eine sachgerechte Entgeltstruktur für Power-to-Heat aussehen sollte. Wir schlagen keine vollständige Befreiung, sondern einen Kapazitätsbeitrag vor.
Zu prüfen ist, wie dieser die Finanzierung sichert und welche Lasten bei anderen Nutzern verbleiben. Ebenso gehören die Folgen entgangener Flexibilität in den Vergleich. Mögliche Einsparungen beim Netzausbau dürfen dabei weder pauschal unterstellt noch ungeprüft ausgeschlossen werden.
Investitionen brauchen zugängliche Regeln
Im ZFK-Beitrag werden Sondernetzentgelte als zusätzlicher Spielraum genannt. Aus Sicht des AGFW ersetzen diese jedoch keine geeignete Grundsystematik. Die im Artikel genannten Spielräume für bestimmte bisherige Nutzer über zehn Gigawattstunden Jahresverbrauch beantworten nicht, welche Konditionen für neue Anlagen und kleinere Standorte gelten. Investitionen benötigen verbindliche Zugangsregeln und Planungssicherheit – keine bloße Erwartung, dass Ausnahmen fortgeführt würden.
Auch die Einordnung von Agnes als zunächst vorrangige Finanzierungsordnung löst die Anreizfrage nicht. Kapazitäts- und Arbeitspreise beeinflussen den Betrieb bereits vor Einführung dynamischer Netzentgelte. Diese sind aber frühestens ab 2030 und zunächst für Batteriespeicher geplant; der Zugang für Power-to-Heat in Wärmenetzen bleibt offen. Soll die Grundsystematik ab 2029 gelten, braucht es von Beginn an einen tragfähigen Rahmen.
Aus unserer Sicht muss der Agnes-Prozess Netzfinanzierung, überprüfbare Flexibilität und Investitionssicherheit zusammenführen. Jetzt ist der richtige Zeitpunkt, um die AGFW-Position und das Agnes-Großverbrauchermodell anhand transparenter Szenarien zu vergleichen. Auf spätere Korrekturen zu vertrauen, wäre nicht im Sinne aller Beteiligten.
