10. Sektorgutachten der Monopolkommission Energie 2025: Wettbewerb und Effizienz für ein zukunftsfähiges Energiesystem

10. Sektorgutachten der Monopolkommission Energie 2025: Wettbewerb und Effizienz für ein zukunftsfähiges Energiesystem [Deutscher Bundestag Drucksache 21/2810 21. Wahlperiode 04.11.2025 Unterrichtung durch die Bundesregierung 10. Sektorgutachten der Monopolkommission Energie 2025: Wettbewerb und Effizienz für ein zukunftsfähiges Energiesystem Zugeleitet mit Schreiben des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie vom 4. November 2025 gemäß § 62 Absatz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes. Inhaltsverzeichnis I Inhaltsverzeichnis Vorwort ............................................................................................................................ 1 Kurz gefasst ...................................................................................................................... 3 Einleitung ......................................................................................................................... 6 Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten .............................................................. 9 Netzkosten als Treiber der Strompreise .............................................................................. 9 Netzdienlichkeit wird immer wichtiger, aber kaum berücksichtigt ................................. 12 First-Best: Nodale Strombepreisung ................................................................................. 16 2.3.1 Effizienzgewinne heben ....................................................................................... 17 2.3.2 Risiken des Nodal Pricing sind lösbar .................................................................. 18 Second-Best: Strompreiszonen .......................................................................................... 19 2.4.1 Vorteile einer Preiszonenteilung ......................................................................... 21 2.4.2 Hindernisse adressieren ...................................................................................... 22 Third-Best: Reform der Netzentgeltsystematik ................................................................ 24 2.5.1 Netzentgeltsystematik wird durch die Bundesnetzagentur festgelegt ............ 26 2.5.2 Regional differenzierte Netzentgelte.................................................................. 28 2.5.3 Zeitlich variable Netzentgelte ............................................................................. 30 2.5.3.1 Smart-Meter-Ausbau zügig und bürokratiearm voranbringen ......................... 31 2.5.3.2 Aktueller Stand dynamischer Tarife .................................................................... 33 2.5.3.3 Dynamische Tarife schrittweise um Netzkomponente erweitern .................... 36 2.5.3.4 Rahmenbedingungen für echte dynamische Netzentgelte schaffen ................ 38 2.5.4 Erzeugungsanlagen über Netzentgelt auf Einspeisung beteiligen .................... 39 2.5.4.1 Ausgestaltung und Wirkung eines erzeugerseitigen Netzentgelts ................... 40 2.5.4.2 Einspeisenetzentgelte in Europa ......................................................................... 44 2.5.4.3 Handlungsempfehlung: Einspeisung über Netzentgelte steuern ..................... 45 2.5.5 Stärkere Beteiligung von Haushalten und Unternehmen mit Eigenversorgung .................................................................................................. 45 Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– III – Inhaltsverzeichnis II 2.5.5.1 Ausgestaltung und Wirkung von Netzentgelten auf Entnahme ........................ 46 2.5.5.2 Handlungsempfehlung: Verursachungsgerechte Netzentgelte mit Leistungspreis und dynamischem Arbeitspreis .................................................. 53 2.5.5.3 Energy Sharing ..................................................................................................... 53 2.5.6 Netzgekoppelte Speicheranlagen über Netzentgelte steuern .......................... 56 Empfehlungen auf einen Blick ........................................................................................... 60 Mehr Wettbewerb im Fernwärmemarkt .......................................................................... 62 Die Struktur des Fernwärmemarktes ................................................................................ 62 Herausforderungen der Wärmewende ............................................................................. 64 Empirische Untersuchungen zur Entwicklung des Systemwettbewerbs ......................... 68 3.3.1 Preisanstiege im Fernwärmesektor nicht nur das Ergebnis genutzter Preisgleitklauseln ................................................................................................. 71 3.3.2 Analyse der Basispreise ....................................................................................... 74 3.3.3 Schlussfolgerungen für die Wettbewerbssituation im Wärmemarkt ............... 77 Ein wettbewerbliches Marktdesign für den Fernwärmemarkt ........................................ 78 3.4.1 Zugangsregulierung im Fernwärmesektor ......................................................... 78 3.4.1.1 Resalezugang für Contractingmodelle als Markteintritt .................................... 80 3.4.1.2 Einspeisung durch Wärmeerzeuger .................................................................... 83 3.4.1.3 Langfristiger Wettbewerb mit einer Durchleitungsverpflichtung ..................... 88 3.4.1.4 Möglichkeiten der institutionellen Ausgestaltung ............................................. 91 3.4.1.5 Fernziel: Wettbewerblicher Fernwärmemarkt .................................................. 92 3.4.2 Ausschreibung von Wegerechten für Fernwärmenetze .................................... 93 3.4.2.1 Ausschreibungsgegenstand: Wegerecht ............................................................ 94 3.4.2.2 Rechtlichen Rahmenbedingungen für Ausschreibung schaffen ....................... 95 Regulierungsmaßnahmen auf dem Endkundenmarkt ...................................................... 96 3.5.1 Preistransparenz weiter stärken ......................................................................... 97 3.5.2 Unbürokratische Price-Cap-Regulierung für Fernwärmenetze ....................... 102 3.5.2.1 Anforderungen an eine Preisregulierung: effizient, effektiv, einfach ............. 102 3.5.2.2 Price-Cap-Regulierung durch einen Grundversorgungstarif umsetzen .......... 104 3.5.2.3 Höhe der Price Cap abhängig von einem Wärmepumpenstrom-Index .......... 107 Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – IV – Inhaltsverzeichnis III 3.5.2.4 Ausnahmen an klar definierte Bedingungen knüpfen ..................................... 109 3.5.2.5 Transitionsprozess sollte mit Entbürokratisierung einhergehen .................... 111 Level Playing Field der Heiztechnologien auch bei Mietshäusern ................................. 112 3.6.1 Mietrechtliche Wettbewerbsverzerrung zulasten der Fernwärme ................ 113 3.6.2 Vorschlag: Anpassung der Wärmelieferverordnung ........................................ 116 Empfehlungen auf einen Blick ......................................................................................... 117 Wettbewerb und Transparenz der Ladeinfrastruktur stärken ......................................... 119 Herausforderungen eines wachsenden Marktes ............................................................ 119 Nationaler Ordnungsrahmen und AFIR-Vorgaben .......................................................... 120 Ladesäulenmarkt für LKW ................................................................................................ 125 4.3.1 Die Ladesäulenmärkte für PKW und LKW sollten separat betrachtet werden ............................................................................................................... 126 4.3.2 Ausschreibungen und Vorgaben im LKW-Bereich auf das Notwendige konzentrieren ..................................................................................................... 127 Stand und Entwicklung der Anbieterkonzentration ....................................................... 130 4.4.1 Marktabgrenzung .............................................................................................. 131 4.4.1.1 Sachliche Marktabgrenzung .............................................................................. 132 4.4.1.2 Räumliche Marktabgrenzung ............................................................................ 135 4.4.2 Anbieterkonzentration nimmt bundesweit weiter ab ..................................... 137 4.4.3 Anhaltende regionale Dominanz einzelner Anbieter – besonders auf Autobahnen........................................................................................................ 140 Hohe Marktkonzentration korreliert mit höheren Preisen ............................................ 141 Reguliertes Durchleitungsmodell nicht die beste Lösung, um bestehende Wettbewerbsprobleme zu adressieren ........................................................................... 145 Flächenzugang verbessern ............................................................................................... 147 Wettbewerb im Ladesäulenmarkt durch die Einführung einer Markttransparenzstelle stärken ............................................................................................................................... 150 4.8.1 Preistransparenzstelle für Ad-hoc-Ladepreise zügig vollenden ...................... 150 4.8.2 Verbesserte Transparenz für EMP-Tarife wünschenswert .............................. 151 4.8.3 Wettbewerb im Ladesäulenmarkt durch Transparenz fördern ...................... 152 Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– V – Inhaltsverzeichnis IV 4.8.4 Erfahrungen mit der Markttransparenzstelle für Kraftstoffe (MTS-K) ............ 154 AFIR erfordert keine Preisregulierung ............................................................................. 154 Empfehlungen auf einen Blick ......................................................................................... 156 Zukunft der Gasverteilnetze ........................................................................................... 158 Perspektivisch abnehmende Bedeutung von Erdgas als Energieträger ........................ 158 Systematik der Netzentgelte im Gasnetz ........................................................................ 159 Netzplanung auf Verteilnetze ausrichten ........................................................................ 162 5.3.1 Planungsvorgaben bisher auf überregionale Netze ausgerichtet ................... 162 5.3.2 EU-Gaspaket sieht verbindliches Planungsinstrument für Gasverteilnetze vor ....................................................................................................................... 164 5.3.3 Ausgestaltung eines Planungsinstrumentes für Gasverteilnetzbetreiber ...... 165 Anforderungen der Stilllegung adressieren .................................................................... 166 5.4.1 Flexiblere Abschreibung der Netzkosten ermöglichen .................................... 167 5.4.2 Stilllegung von Teilnetzen als Mittel zur Kostensenkung................................. 168 5.4.3 Allgemeine Anschlusspflicht abschwächen ...................................................... 169 5.4.4 Teilstilllegungen anreizen .................................................................................. 169 5.4.5 Regulierungsperiode verkürzen ........................................................................ 170 Stilllegungs- und Rückbaukosten adressieren ................................................................. 171 5.5.1 Rückbau möglichst vermeiden .......................................................................... 172 5.5.2 Kostentragung der Stilllegung eindeutig regeln ............................................... 173 Quersubventionen vermeiden ......................................................................................... 175 5.6.1 Regulierungsrahmen sieht bisher strikte Kostentrennung vor ....................... 177 5.6.2 Kostentrennung sollte beibehalten werden ..................................................... 178 Empfehlungen auf einen Blick ......................................................................................... 180 Literaturverzeichnis ....................................................................................................... 181 Rechtsquellen ................................................................................................................ 190 Anhang A Zusätzliche Preisdaten Fernwärme ............................................................. 193 Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – VI – Inhaltsverzeichnis V Anhang B Datenaufbereitung für die Analyse der bundesweiten Anbieterkonzentration im Ladesäulenmarkt ................................................................................... 198 Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– VII – Abbildungsverzeichnis VI Abbildungsverzeichnis Abbildung 2.1: Strompreis für Haushalte als Jahreswerte .......................................................... 10 Abbildung 2.2: Durchschnittliche Börsenstrompreise in Europa 2024 ...................................... 13 Abbildung 2.3: Kosten des Engpassmanagements ...................................................................... 15 Abbildung 2.4: Mögliche Gebotszonensplits gemäß Bidding Zone Review ............................... 20 Abbildung 2.5: Exemplarischer Verlauf der verbrauchsbedingten prognostizierten Netzbelastung, sowie statisch-variabler und dynamischer Netzentgelte im Tagesverlauf ....... 37 Abbildung 2.6: Einspeisenetzentgelte in Europa ......................................................................... 44 Abbildung 2.7 Speichernetzentgeltsystematik ............................................................................ 58 Abbildung 2.8: Netzentgelte für Speicher in Europa ................................................................... 59 Abbildung 3.1: Aufbau eines Fernwärmenetzes .......................................................................... 62 Abbildung 3.2: Wärmequellen der Fernwärmenetze 2022 ........................................................ 66 Abbildung 3.3: Prognostizierte Erzeugungsstruktur 2045 .......................................................... 67 Abbildung 3.4: Schematische Darstellung der Tarifstruktur im Fernwärmesektor ................... 69 Abbildung 3.5: Fernwärmepreise in Abhängigkeit vom Jahr der letzten Basispreisanpassung 72 Abbildung 3.6: Höhe von Arbeits- und Grundpreis abhängig vom Jahr der Basispreise ........... 73 Abbildung 3.7: Basispreise und ausgewählte Indizes im Zeitverlauf .......................................... 75 Abbildung 3.8: Funktionsweise Contracting ................................................................................ 81 Abbildung 3.9: Funktionsweise Einspeisung ................................................................................ 84 Abbildung 3.10: Funktionsweise Durchleitung ............................................................................ 89 Abbildung 3.11: Quantile der Tarife beim Arbeitspreis ............................................................... 98 Abbildung 3.12: IQR der Mischpreise in Deutschland laut Transparenzplattform .................... 99 Abbildung 3.13: Price-Cap-Regulierung bei gegenwärtigen Fernwärmepreisen ..................... 108 Abbildung 3.14: Entwicklung der mit Fernwärme beheizten Bestandswohnungen in Deutschland ................................................................................................................................. 115 Abbildung 4.1: Zentrale Akteure in verschiedenen Modellen eines Ladevorgangs................. 121 Abbildung 4.2: Anzahl von Ladepunkten in Deutschland, 2014-2025 ...................................... 131 Abbildung 4.3: Kumulative Ladeleistung in Deutschland .......................................................... 133 Abbildung 4.4: Anzahl und Anteil von Ladepunkten nach Leistungsklasse (2025) .................. 134 Abbildung 4.5: Vergleich von Luftliniendistanz und Fahrtzeitisochronen für die räumliche Marktdefinition ............................................................................................................................ 136 Abbildung 4.6: Entwicklung der Marktkonzentration, 2023-2025 ........................................... 137 Abbildung 4.7: Konzentrationsentwicklung nach Siedlungsstrukturtyp, 2023–2025 .............. 138 Abbildung 4.8: Entwicklung der Marktdominanz, 2023-2025 .................................................. 139 Abbildung 4.9: Entwicklung der Ad-hoc-Ladepreise geförderter Ladepunkte, 2023-2025 .... 143 Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – VIII – Abbildungsverzeichnis VII Abbildung 4.10: Entwicklung der Ad-hoc-Preise abhängig von Marktkonzentration, 2023- 2025 ............................................................................................................................................. 144 Abbildung 5.1: Entwicklung der Gasnetzentgelte nach Kundengruppen seit 2012 ................ 160 Abbildung 5.2: Durchschnittliche Gasnetzentgelte für private Haushalte nach Bundesland . 160 Abbildung 5.3: Wasserstoffkernnetz .......................................................................................... 163 Abbildung 5.4: Investitionen in die Gasverteilnetze .................................................................. 167 Abbildung Anhang A.1: Price-Cap-Regulierung bei gegenwärtigen Fernwärmepreisen, Beispielfall Sechs-Parteien-Haus ................................................................................................. 194 Abbildung Anhang A.2: Price-Cap-Regulierung bei gegenwärtigen Fernwärmepreisen, Beispielfall Mehrfamilienhaus/Hochhaus .................................................................................. 196 Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– IX – Tabellenverzeichnis VIII Tabellenverzeichnis Tabelle 2.1: Wohlfahrtseffekte durch Aufteilung der Gebotszone............................................. 21 Tabelle 3.1: Wärmepreise für Fernwärme, Gas und Wärmepumpenstrom für die Jahre 2024 und 2025 ohne Installationskosten (ct/kWh, netto), Beispiel Einfamilienhaus ......................... 70 Tabelle 3.2: OLS-Regressionen auf die Basispreise (deflationiert um Wärmepreisindex) ........ 76 Tabelle 3.3: Fernwärmepreise Deutschland mit und ohne Veröffentlichung auf Transparenzplattform (ct/kWh, netto) ...................................................................................... 100 Tabelle 4.1: Sachliche Marktabgrenzung von Ladepunkten ..................................................... 135 Tabelle 4.2: Top-10-dominante CPOs im Normal- und Schnelllademarkt ............................... 141 Tabelle 4.3: Übersicht der Ad-hoc-Preisdaten ........................................................................... 142 Tabelle 5.1: Kosten verschiedener Stilllegungsmaßnahmen .................................................... 173 Tabelle Anhang A.1: Wärmepreise für Fernwärme, Gas und Wärmepumpenstrom für die Jahre 2024 und 2025 ohne Installationskosten (ct/kWh, netto), Beispiel Sechs-Parteien- Haus .............................................................................................................................................. 193 Tabelle Anhang A.2: Wärmepreise für Fernwärme, Gas und Wärmepumpenstrom für die Jahre 2024 und 2025 ohne Installationskosten (ct/kWh, netto), Beispiel Mehrfamilienhaus/Hochhaus ..................................................................................................... 195 Tabelle Anhang A.3: Aggregierte Daten zum Arbeitspreis für Fernwärme in Österreich ....... 197 Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – X – Vorwort 1 Vorwort Gemäß § 62 des Energiewirtschaftsgesetzes hat die Monopolkommission die Aufgabe, alle zwei Jahre ein Gutachten zu erstellen, welches den aktuellen Stand und die absehbare Entwicklung des Wettbewerbs auf verschiedenen Märkten des Energiesektors darstellt und zu aktuellen wettbewerbspolitischen Fragen in diesen Märkten Stellung nimmt. Das vorliegende Gutachten ist das zehnte Sektorgutachten Energie. Folgende Unternehmen, Verbände, Institutionen sowie Expertinnen und Experten haben zur Vorbereitung dieses Sektorgutachtens schriftlich Stellung genommen: 8KU GmbH, 50Hertz Transmission GmbH, Energieeffizienzverband für Wärme, Kälte und KWK e.V. (AGFW), Agora Energiewende, Amprion GmbH, Aurubis AG, Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW), Bundesverband der Deutschen Industrie e.V. (BDI), Bundeskartellamt (BKartA), Bundesnetzagentur (BNetzA), Bund der Energieverbraucher e.V. (bde), Deutsche Unternehmensinitiative Energieeffizienz e.V. (DENEFF), Deutscher Industrie- und Handelskammertag e.V. (DIHK), Deutscher Städtetag (DST), Deutscher Städte- und Gemeindebund e.V. (DStGB), Deutscher Wasserstoff-Verband e.V. (DWV), E.ON SE, European Energy Exchange AG, en2x – Wirtschaftsverband Fuels und Energie e.V., EnBW Energie Baden-Württemberg AG, EN- TEGA AG, EPEX SPOT SE, EWE AG, Fastned B.V., Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. (FNB Gas), Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung ISI, GEODE – European Federation of Local Energy Companies, Green Planet Energy eG, Institut für praxisorientiertes integriertes Recht der Elektromobilität (INSPIRE) e.V., Landeshauptstadt München, LichtBlick SE, MVV Energie AG, Prof. Dr. Axel Ockenfels, Prof. Dr. Dr. h.c. Franz-Jürgen Säcker, Nord Pool AS, RWE AG, Prof. Dr. Hans-Peter Schwintowski, SEFE Securing Energy for Europe GmbH, Shell Deutschland GmbH, Stadtwerke Halle GmbH, Stadtwerke München GmbH, TenneT TSO GmbH, Thüga AG, TransnetBW GmbH, Uniper SE, Verband der Automobilindustrie e.V. (VDA), Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e.V. (VIK), Verband kommunaler Unternehmen e.V. (VKU), Prof. Dr. Christian von Hirschhausen, Verbraucherzentrale Bundesverband e.V. (vzbv), Zinq GmbH & Co. KG. An einer nicht-öffentlichen Diskussionsrunde am 12. Juni 2025 haben sich beteiligt: • Amprion GmbH • Bundesverband der Deutschen Industrie e. V. (BDI) • Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW) • Consentec GmbH • Fastned B.V. • NOW GmbH • Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) • Verbraucherzentrale Bundesverband (vzbv) Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 1 – Vorwort 2 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter der Bundesnetzagentur haben mit der Monopolkommission am 11. Juni 2025 insbesondere Fragen zu den Themen Strommarkt und Netzentgelte, Wasserstoff/Stilllegung der Gasverteilnetze sowie Fernwärme erörtert. Weiterhin haben am 11. Juni 2025 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter des Bundeskartellamts mit der Monopolkommission zu den Themen Strommarkt und Netzentgelte, Ladeinfrastruktur sowie Fernwärme diskutiert. Darüber hinaus gab es vielfältige Kontakte und Gespräche zwischen den zuständigen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern der Monopolkommission und Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, des Bundesministeriums für Verkehr, der Bundesnetzagentur, des Bundeskartellamtes, der NOW GmbH des Bundes bzw. der dort angesiedelten Nationalen Leitstelle Ladeinfrastruktur sowie mit zahlreichen weiteren Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftlern, Unternehmen und Verbänden. Die Monopolkommission dankt an dieser Stelle allen Beteiligten für ihre Mitwirkung. Die Daten für die empirischen Analysen der Monopolkommission in Bezug auf die Ad-hoc- Ladepreise öffentlich geförderter Ladesäulen in Kapitel 4 wurden durch die NOW GmbH erhoben und der Monopolkommission dankenswerterweise für eigene Berechnungen zur Verfügung gestellt. Die Monopolkommission bedankt sich bei ihren wissenschaftlichen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern Emanuel Kollmann, Carl Kreuzberg, Jonathan Meinhof, Julia Reimer und Dr. Hendrik Schmitz, welche das Gutachten federführend betreut haben, sowie bei Dr. Torben Stühmeier für seine Mitwirkung. Bonn, im November 2025 Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 2 – Kurz gefasst 3 Kurz gefasst K1. Deutschland hat sich ein ehrgeiziges Ziel gesetzt: Bis 2045 soll die Energiewende gelingen. Dafür ist ein Umbau des Energiesystems erforderlich. Zugleich müssen die Energiepreise im Blick behalten werden. In diesem Gutachten werden Empfehlungen für zukunftsfähige Energiesysteme unterbreitet. Behandelt werden die Netzentgelte im Strommarkt, die Fernwärmeregulierung, die Ladeinfrastruktur für Elektromobilität und die Gasverteilnetze. Wettbewerb und Effizienz müssen dabei Leitmotive sein. Mit ihnen lassen sich auch die strukturellen Ursachen hoher Energiepreise wirksam adressieren. Welche Reformen im Strommarkt machen das System effizienter und kostengünstiger? K2. Der Strommarkt weist strukturelle Probleme auf, die die Energiewende behindern. Die Stromnetze sind nicht auf die veränderte Struktur von Erzeugung und Verbrauch ausgelegt. Erneuerbare Energien speisen je nach Wind- und Sonnenleistung ein, während der Stromverbrauch kontinuierlich steigt. Daraus folgt eine ungesteuerte Netzbelastung mit Überlastungen und Engpässen. Dem sollte durch eine Reform der Netzentgelte entgegengewirkt werden. Nutzerinnen und Nutzer müssen Preissignale erhalten, die an die Netzbelastung gekoppelt sind. Dann sinken die derzeit hohen Redispatch- und Netzkosten, die die Strompreise in die Höhe treiben und damit die Akzeptanz der Energiewende gefährden. K3. Eine Senkung der Strompreise wird intensiv diskutiert. Produzierende Unternehmen sowie Land- und Forstwirtschaft sollen ab 2026 durch eine geringere Stromsteuer entlastet werden. Private Endkundinnen und -kunden profitieren von niedrigeren Netzentgelten. Diese Maßnahmen adressieren jedoch Symptome und nicht die Ursachen der hohen Strompreise. Zusätzlich hat die Bundesregierung ein Sondervermögen Infrastruktur beschlossen, das die Chance eröffnet, strukturelle Ursachen durch effizienzfördernde Investitionen zu beheben. K4. Die Monopolkommission empfiehlt, die Strombepreisung auf regionale und zeitliche Bedürfnisse anzupassen. Im Idealfall könnten nodale Preise oder Strompreiszonen Anreize über entsprechende Preissignale schaffen, Erzeugung und Verbrauch netzdienlich auszurichten. Diesen Vorschlägen begegnen jedoch politische und praktische Widerstände. K5. Deshalb empfiehlt die Monopolkommission eine Reform der Netzentgelte. Preissignale, die räumliche und zeitliche Netzbedarfe widerspiegeln, sollen alle Nutzerinnen und Nutzer zu netzdienlichem Verhalten anregen. Dafür ist eine konsequente Digitalisierung der Netze unerlässlich und muss entschlossen vorangetrieben werden. Die Netzentgelte sollten sich an den Kosten der Netznutzung orientieren und eine reine Lenkungswirkung entfalten. Die Finanzierung der Netzinfrastruktur sollte jedoch verursachungsgerecht von Endkundinnen und Endkunden getragen werden. Wie kann die Fernwärmeversorgung wettbewerblicher organisiert werden? K6. Die Bundesregierung will Fernwärme im Rahmen der Energiewende bis 2045 in 30 Prozent der Haushalte bringen. Gleichzeitig sollen die Wärmequellen bis dahin zu 100 Prozent klimaneutral umgestellt werden. Dies wird nur gelingen, wenn die Fernwärme trotz der damit verbundenen Investitionen bezahlbar und die Akzeptanz der Bevölkerung erhalten bleibt. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 3 – Kurz gefasst 4 K7. Fernwärmeversorger sind lokale Monopolisten und bündeln im Regelfall Erzeugung, Verteilung und Vertrieb der Wärme. Dadurch entstehen Preissetzungsspielräume, die sie zulasten der angeschlossenen Kundinnen und Kunden ausnutzen können. Denn aufgrund der Vorgaben des Gebäudeenergiegesetzes wird die System-Konkurrenz durch alternative Heizungstechnologien wie Gas- oder Ölheizungen zukünftig abnehmen. Bisher fehlt es an einer angemessenen Regulierung der Fernwärme. K8. Die Monopolkommission empfiehlt daher die Einführung einer unbürokratischen Benchmark zur Preisbegrenzung sowie eine Stärkung der Preistransparenzplattform. Zusätzlich sollten eine strukturelle Marktöffnung durch einen regulierten Zugang alternativer Wärmeanbieter zu den Fernwärmenetzen und eine Ausschreibung der Wegerechte für Fernwärmenetze angestrebt werden. Auf diesem Weg kann langfristig mehr Wettbewerb in und um die Fernwärmenetze geschaffen werden. Die monopolistische Ausbeutung von Fernwärmekundinnen und -kunden würde verhindert. Wie kann mehr Transparenz und Wettbewerb bei der Ladeinfrastruktur geschaffen werden? K9. Die Ladeinfrastruktur für PKW ist in den letzten drei Jahren von 88.000 auf 150.000 Ladepunkte angewachsen. Jedoch ist ihre Auslastung in vielen Fällen gering. Kommunen vergeben Konzessionen häufig so, dass kein wirksamer Wettbewerb zwischen Ladesäulen entsteht. K10. Mangelnder Wettbewerb zwischen Ladesäulen, ungeeignete Flächenvergaben und Intransparenz bei den Ladepreisen lassen viele Autofahrerinnen und Autofahrer zu viel für Ladestrom zahlen. Das gefährdet die Elektromobilität als wichtigen Baustein der Energiewende. Bei der Konzessionsvergabe von Ladeparks für LKW an Autobahnen wurden etwa zwei Drittel ohne Ausschreibung an die Tank & Rast GmbH vergeben – an Autobahnen droht eine Quasi- Monopolstellung. K11. Die Monopolkommission begrüßt daher die Fortschritte bei der Einrichtung einer Preistransparenzstelle für das Ad-hoc-Laden und empfiehlt für die Vergabe kommunaler Flächen die konsequente Anwendung wettbewerblicher Ausschreibungen. Beim Ausbau von Ladeinfrastruktur für E-LKW an Autobahnen sollten wettbewerbliche Kriterien angewendet werden und die Rücknahme der Konzessionserweiterung an die Tank & Rast GmbH geprüft werden. Wie kann die Abwicklung von Gas als Energieträger kostengünstig gestaltet werden? K12. Erdgas soll in Deutschland planmäßig bis 2045 komplett durch andere Energieträger ersetzt werden. Dies erfordert eine Entscheidung über die Zukunft der bestehenden Gasinfrastruktur, insbesondere der vielen Gasverteilnetze. Die bisherige Finanzierungssystematik ist auf diese Entwicklung noch nicht ausgerichtet, Planungsinstrumente bestehen nur für überregionale Netze. K13. Der bestehende Regelungsrahmen sieht bisher keine Lösung für die Finanzierung der Kosten des Weiterbetriebs, der Stilllegung und des Rückbaus der Gasnetze vor. Den verbleibenden Endkundinnen und Endkunden im Gassystem drohen dadurch stark steigende Heizkosten, da diese Kosten gemäß der bestehenden Netzentgeltsystematik auf sie umgelegt werden. Aufgrund der langen Vorlaufzeiten und Investitionshorizonte sowohl der Netzbetreiber als auch der Gaskundinnen und -kunden sollte bereits jetzt gehandelt werden. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 4 – Kurz gefasst 5 K14. Die Monopolkommission empfiehlt daher, auch für die Gasverteilnetze ein verbindliches Planungsinstrument einzuführen, das einen Rahmen für die Entscheidung über Stilllegung, Weiterbetrieb oder Umstellung bilden soll. Dadurch kann für alle beteiligten Akteure Planungssicherheit geschaffen werden. Zudem sollte die Stilllegung der Gasverteilnetze so ausgestaltet werden, dass Kundinnen und Kunden vor überhöhten Kosten geschützt werden. Gezielte Stilllegungen sollten gegenüber dem Rückbau priorisiert werden. Es sollte vermieden werden, dass Gaskundinnen und -kunden mit den Kosten des Aufbaus von Wasserstoffnetzen belastet werden. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 5 – Kapitel 1 - Einleitung 6 Einleitung 1. Während das Ziel der Klimaneutralität in Deutschland und Europa weiterhin auf breite gesellschaftliche und politische Akzeptanz stößt, ist der Weg dorthin Gegenstand kontroverser Debatten. Verschiedene kurz- und langfristige Maßnahmen tragen dazu bei, Kohlenstoffdioxid- Emissionen zu senken, wirken aber gleichzeitig auf wichtige Wirtschaftssektoren und Lebensbereiche ein. Beispiele hierfür sind etwa die Stromerzeugung und -versorgung, die produzierende Industrie sowie Mobilität und Wärmeversorgung von Wirtschaft und Bevölkerung. 2. Entscheidend für den Erfolg der Energiewende sind Maßnahmen, die effektiv zur Erreichung der Klimaziele beitragen. Durch die schwache wirtschaftliche Entwicklung der letzten Jahre sind allerdings die Kosten der Energiewende und deren Verteilung stärker in den Blickpunkt gerückt. Belastungen der Haushalte können die Akzeptanz der Energiewende gefährden (Venjakob u. a., 2025). Aus Sicht der Industrie beeinträchtigen zusätzliche Kosten zudem die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Wirtschaft. 3. Der Erfolg der Energiewende kann nur sichergestellt werden, wenn neben klimaschützenden Maßnahmen auch gewährleistet wird, dass die Kostenbelastungen für Wirtschaft und Bevölkerung nicht über das für den Klimaschutz Notwendige hinaus gehen und darüber hinaus fair verteilt werden. Gegenwärtig bestehen Bestrebungen, die Kostenbelastungen durch steuer- oder schuldenfinanzierte Subventionen in die Energiesysteme oder direkt an die Energieverbraucherinnen und -verbraucher zu senken. So sind von den EUR 500 Mrd., die innerhalb des Sondervermögens Infrastruktur zur Verfügung stehen, EUR 100 Mrd. für Investitionen zur Erreichung der Klimaneutralität vorgesehen. Dieses in Aussicht gestellte Investitionsvolumen kann einen Beitrag zum Gelingen der Energiewende leisten und vorübergehend Unternehmen sowie private Energieverbraucherinnen und -verbraucher entlasten. 4. Die Monopolkommission weist allerdings darauf hin, dass die Gewährleistung langfristig günstiger Energiepreise nur durch eine möglichst effiziente und kostengünstige Steuerung der Energiesysteme erfolgen kann. Entlastungen der Energieverbraucherinnen und -verbraucher oder der Wirtschaft durch Zuschüsse aus dem Sondervermögen senken nicht die Gesamtkosten der Energieversorgung, sondern führen lediglich zu einer Umverteilung. Dadurch besteht das Risiko, dass die Energiesysteme langfristig von staatlichen Mitteln abhängig werden und die Mittel des Sondervermögens nur die Kosten einer ineffizienten Aufrechterhaltung des Status Quo finanzieren, anstatt zu einem effizienten Energiesystem und bezahlbaren Energiepreisen beizutragen. Investitionen und Subventionen können bei falscher Ausgestaltung kontraproduktiv wirken und ein langfristig unfinanzierbares System erhalten. Die Verteilung öffentlicher Mittel darf keinesfalls ein Ersatz für durch die Energiewende notwendig gewordene strukturelle Reformen sein. 5. Die Monopolkommission empfiehlt, effizienzfördernde Maßnahmen zu bevorzugen, um die Energiekosten insgesamt zu senken und die Gesamtgesellschaft langfristig zu entlasten. Das beste Instrument hierfür ist effektiver Wettbewerb. Er stellt sicher, dass alle Akteure Anreize Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 6 – Kapitel 1 - Einleitung 7 zu effizientem Verhalten haben und trägt dadurch dazu bei, Produktion und Verteilung von Energie möglichst kostengünstig auszugestalten. Gleichzeitig verhindert er die Entstehung und Ausnutzung von Marktmacht und trägt dadurch dazu bei, dass die Kostenvorteile auch bei den Verbraucherinnen und Verbrauchern ankommen. Primäre Aufgabe der Politik ist es daher, Rahmenbedingungen zu schaffen, in denen sich freier Wettbewerb entwickeln kann. Wo dies nicht möglich ist – beispielsweise im Fall monopolistischer Energienetze – muss ein Rechtsrahmen entwickelt werden, der die Ausübung von Marktmacht verhindert und Anreize zu effizientem Verhalten bei allen Beteiligten schafft. 6. Die Monopolkommission stellt in diesem Gutachten Handlungsempfehlungen vor, die dazu beitragen können, einen solchen Rechtsrahmen zu schaffen. Mit den Stromnetzen, der Fernwärmeversorgung, der Ladeinfrastruktur für E-Mobilität und den Gasnetzen wurden vier Sektoren ausgewählt, die eine hohe Bedeutung für das Gelingen der Energiewende haben und gleichzeitig vor erheblichen Herausforderungen stehen. In alle der genannten Energiesysteme fließen bereits erhebliche öffentliche Mittel. Allerdings operieren sie teilweise noch unter veralteten rechtlichen und institutionellen Rahmenbedingungen, die den Bedürfnissen der Energiewende nicht gerecht werden. Alle Schwerpunktthemen des vorliegenden Gutachtens haben gemeinsam, dass ein zeitnahes Handeln der Politik von hoher Bedeutung ist. 7. Der Stromsektor steht vor der Herausforderung einer sich stark verändernden Erzeugungsstruktur. Die früher dominierende Stromerzeugung aus Atomkraft, Kohle und Gas wird immer mehr durch dezentrale Erneuerbare-Energien-Anlagen mit schwankender Produktion (z. B. Solar, Windkraft) abgelöst. Die Rahmenbedingungen für den Transport der elektrischen Energie bilden dies bisher jedoch noch nicht ab. Der Preis für elektrische Energie wird in Deutschland weiterhin einheitlich gebildet, ohne die Herausforderungen und Kosten des Transportes – insbesondere von Norden nach Süden – abzubilden. Die Systematik der Preise für die Netznutzung – die sog. Netzentgelte – ist bisher nicht auf die volatile Stromerzeugung ausgerichtet. Die Rahmenbedingungen für den Transport elektrischer Energie sollten dringend angepasst werden, um zukünftig Anreize für netzdienlichen Stromverbrauch zu setzen. 8. Fernwärme soll nach den gegenwärtigen Planungen für die zukünftige Versorgung der Haushalte und Unternehmen mit dekarbonisierter Wärme eine besondere Rolle spielen. Dazu soll sie erheblich ausgebaut werden. Hinzu kommt, dass viele Wärmeerzeugungsanlagen durch Anlagen zur Erzeugung von Wärme mittels erneuerbarer Energien zu ersetzen sind. Fernwärmenetze werden im Regelfall durch vertikal integrierte Unternehmen bereitgestellt und unterfallen – anders als Strom- und Gasnetze – keiner Zugangs- und Entgeltregulierung. Die damit einhergehenden Wettbewerbsprobleme dürften sich durch die angestrebte Bedeutungssteigerung der Fernwärme noch verstärken. Ein zeitgemäßer Regulierungsrahmen muss einen angemessenen Ausgleich zwischen den Interessen von Anbietern und Nachfragern ermöglichen und den Ausbau der Fernwärme dort anreizen, wo er kosteneffizient ist. 9. Auch bei der Ladeinfrastruktur für E-Mobilität handelt es sich um einen wachsenden Markt, der für die Energiewende eine besondere Rolle spielt. Für die Akzeptanz elektrischer PKW und Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 7 – Kapitel 1 - Einleitung 8 LKW ist es unverzichtbar, dass durch funktionierenden Wettbewerb zwischen Ladesäulenbetreibern sichergestellt wird, dass keine überhöhten Preise verlangt werden können. Gegenwärtig bestehen jedoch Hinweise darauf, dass trotz abnehmender Marktkonzentration einige regional dominante Anbieter überhöhte Preise durchsetzen können – insbesondere entlang der Autobahnen. Dazu tragen neben dem Design der Fördermaßnahmen des Bundes auch mangelnde Markttransparenz und Schwierigkeiten alternativer Ladesäulenanbieter bei dem Zugang zu attraktiven Standorten bei. 10. Im Gegensatz hierzu dürfte die Bedeutung der Gasnetze in den nächsten Jahrzehnten erheblich abnehmen. Gegeben den geplanten Ausstieg aus Erdgas als Heizenergieträger bis zum Jahr 2045, müssen alle Betreiber von Gasverteilnetzen eine Entscheidung über den zukünftigen Netzbetrieb treffen. Dabei stellt die Umstellung auf Wasserstoff oder Biogas nur im Ausnahmefall eine Lösung dar, die meisten der Netze dürften abgeschaltet werden. Dies stellt sowohl die Netzbetreiber als auch ihre Kundinnen und Kunden vor erhebliche Herausforderungen, auf die der Rechtsrahmen bisher keine Antwort kennt. Die Systematik der Gasnetzentgelte beruht weiterhin auf der Annahme eines unendlichen Dauerbetriebs der Gasnetze. Rahmenbedingungen für die Planung des Ausstiegs fehlen bisher, wodurch die Gefahr besteht, dass die Gasnetzbetreiber die dabei bestehenden Spielräume aufgrund ihrer Monopolstellung zulasten der Verbraucherinnen und Verbraucher ausnutzen. Da heute getroffene Weichenstellungen die Kosten für den Gasverbrauch der Unternehmen und Haushalte auch langfristig beeinflussen können, muss der weitere Umgang mit der Netzinfrastruktur bereits zeitnah geklärt werden. 11. Die Herausforderungen, vor denen diese Sektoren stehen, sind groß und stehen exemplarisch für die enormen Anstrengungen, denen sich Politik, Wirtschaft und Gesellschaft im Rahmen der Energiewende gegenübersehen. Die Monopolkommission macht in diesem 10. Sektorgutachten Energie Vorschläge, die zu einem wettbewerblichen, effizienten und kostengünstigen Energiesystem beitragen können. Auf diesem Weg werden die Kosten der Energiewende nicht nur vorübergehend durch eine Umverteilung mittels steuerfinanzierter Subventionen vordergründig abgefedert. Ziel ist vielmehr, auch langfristig durch funktionierenden Wettbewerb und effektive Regulierungsinstrumente niedrige Energiepreise sicherstellen zu können. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 8 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 9 Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten Netzkosten als Treiber der Strompreise 12. Die Energiewende ist für Deutschland von zentraler Bedeutung, um die Klimaziele zu erreichen. Die veränderte Struktur der Erzeugung durch den Ausbau erneuerbarer Energien und des Verbrauchs durch steigende Elektrifizierung stellen große Herausforderungen für das Energiesystem dar. Ein effizienteres Energiesystem ist erforderlich, um Systemkosten und Strompreise zu begrenzen. Deutschland gehört bereits seit Längerem zu den EU-Staaten mit den höchsten Strompreisen. Im Bereich der Privathaushalte (3.500 kWh Verbrauch) lag der Strompreis im Jahr 2025 bei ca. 40 Cent pro kWh (siehe Abbildung 2.1). Kein anderes EU-Land hatte 2024 einen höheren durchschnittlichen Strompreis für Haushalte. Für Nicht-Haushaltskunden (z. B. Unternehmen) war Deutschland im selben Zeitraum das drittteuerste Land innerhalb der EU (Eurostat, 2022). Zwar werden die Strompreise energieintensiver Unternehmen in Deutschland durch Ausnahmen bei Abgaben und Beihilfen gesenkt. Dennoch zählen die tatsächlich gezahlten – also effektiven – Strompreise in mehreren Sektoren weiterhin zu den höchsten in der EU (Lear u. a., 2021). Für Gewerbe und Industrie sind hohe Strompreise somit ein wichtiger Kostenfaktor. Auf Haushaltsebene belasten hohe Strompreise die Bürgerinnen und Bürger und gefährden die Akzeptanz der Energiewende. Bezahlbare Energie ist daher in mehrfacher Hinsicht ein zentraler Baustein sowohl für das Gelingen der Energiewende als auch für den Erhalt der Wettbewerbsfähigkeit und des Wohlstands in Deutschland. 13. Eine Reduzierung der Strompreise wird auch im Koalitionsvertrag der aktuellen Bundesregierung mehrfach thematisiert. Die Koalition formuliert das Ziel „[…]Unternehmen und Verbraucher in Deutschland dauerhaft um mindestens fünf Cent pro kWh mit einem Maßnahmenpaket [zu]entlasten“ (CDU/CSU und SPD, 2025, Tz. 965 f.). Es existieren verschiedene Ansatzpunkte und Hebel zur Senkung der Strompreise. Jedoch sind aufgrund verschiedenster Wechselwirkungen und möglicher nicht intendierter Effekte nicht alle gleichermaßen sinnvoll und empfehlenswert. Insbesondere verschieben einige Maßnahmen lediglich Kosten zwischen verschiedenen Akteuren, z. B Netzentgeltbefreiungen für Verbraucherinnen und Verbraucher durch das Bandlastprivileg (siehe Infokasten zu Sondernetzentgelten), während andere die Systemkosten insgesamt verringern. Letztere Maßnahmen sollen im vorliegenden Kapitel fokussiert werden, da nur sie zu einer nachhaltigen Entlastung führen können. Daneben sollten Interventionen im Strommarkt auch danach bewertet werden, inwiefern sie den Netzausbaubedarf verringern und damit Kosten einsparen. Unterschiedliche Entwicklungen führen dazu, dass ein Ausbaubedarf der Stromnetze besteht, der absehbar ansteigen wird. Zum einen kommt es bereits heute zu Engpässen zwischen einzelnen Regionen in Deutschland, die behoben werden müssen. Zum anderen erfordert die zunehmende Dezentralisierung der Stromerzeugung im Rahmen der Energiewende eine angepasste Netzinfrastruktur. Auch die Elektrifizierung von Sektoren wie Verkehr und Wärme führt zu einem erhöhten Strombedarf und somit zu einem höheren Bedarf an Stromleitungen. Der konkrete Ausbaubedarf hängt ferner auch von der zu Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 9 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 10 erwartenden zukünftigen Stromnachfrage ab, die unter anderem von Tempo und Umfang der Elektrifizierung in den Sektoren Verkehr und Wärme bestimmt wird. Da diese Entwicklung schwer zu prognostizieren ist, sind verfügbare Schätzungen des zukünftig nötigen Ausbaus mit großen Unsicherheiten behaftet, zumal die Ausbaupläne der Netzbetreiber von Risikoaversion und eigenen wirtschaftlichen Interessen geprägt sein können. Gleichzeitig kann der Ausbaubedarf durch politische Weichenstellungen und ein passendes Marktdesign beeinflusst werden. Schätzungen für die Ausbaukosten bis 2045 belaufen sich insgesamt auf mehr als EUR 650 Mrd. (Bauermann u. a., 2024; ef.Ruhr, 2024). Bei diesem Investitionsvolumen würden die bisherigen jährlichen Investitionen in die Stromnetze mehr als verdoppelt. Maßnahmen, die den Ausbaubedarf der Netze verringern, bieten also ein hohes Einsparpotenzial. 14. Schon jetzt gerät das Stromnetz immer öfter an seine Grenzen, was eine zunehmende Abregelung erneuerbarer Einspeisung, eine zeitweise Dimmung des Verbrauchs großer Industriekunden sowie vermehrte Ausgleichsmaßnahmen zur Netzstabilisierung – den sog. Redispatch – erforderlich macht. Daher ist eine deutlich stärkere Berücksichtigung von regionalen Kapazitätsrestriktionen des Stromnetzes im künftigen Strommarktdesign notwendig. Andernfalls drohen mittelfristig trotz weiteren Netzausbaus Systemzusammenbrüche. Abbildung 2.1: Strompreis für Haushalte als Jahreswerte Durchschnittlicher Strompreis für einen Haushalt in ct/kWh, Jahresverbrauch 3.500 kWh, Grundpreis anteilig enthalten. Quelle: BDEW [https://www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/bdew-strompreisanalyse/]. 15. Die bisherigen umfangreichen Investitionen in die Stromnetze spiegeln sich bereits heute in steigenden Netzentgelten wider. Sie resultieren aus dem erforderlichen Netzausbau zur Integration erneuerbarer Energien mit volatiler Einspeisung sowie aus einer sich verändernden Nutzung des Stromnetzes. Mit Blick auf die letzten zehn Jahre haben sich die Netzentgelte fast Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 10 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 11 verdoppelt. Sie machten im Jahr 2025 knapp 28 Prozent des Strompreises für typische Privathaushalte aus (siehe Abbildung 2.1). 16. Die strukturell hohen Strompreise führen zu einer zunehmenden Belastung von Endkundinnen und -kunden. Die Bundesregierung hat dies als große Herausforderung der Energiewende erkannt. Um die Kostenbelastung für Haushalte zu reduzieren, hat das Bundeskabinett am 3. September 2025 eine Maßnahme zur Senkung der Energiepreise beschlossen. Der Zuschuss würde die Stromkosten für diese um durchschnittlich zwei Cent pro kWh reduzieren. Für Haushalte mit typischen Jahresverbräuchen würde dies eine Entlastung von jährlich ca. EUR 25 bis 50 bedeuten. Die Maßnahme soll über einen Zuschuss des Bundes in Höhe von EUR 6,5 Mrd. aus dem Klima- und Transformationsfonds finanziert und im Jahr 2026 umgesetzt werden. Der Zuschuss wird bei der Berechnung der Netzentgelte von den Erlösobergrenzen der Netzbetreiber abgezogen. Dadurch verringern sich die Entgelte, was die Stromkundinnen und Stromkunden indirekt entlastet. Eine direkte Auszahlung an die Endkundinnen und -kunden wäre jedoch zielführender, da dadurch sichergestellt wäre, dass die finanzielle Entlastung vollständig bei ihnen ankommt. 17. Zudem möchte die Bundesregierung Unternehmen über eine Senkung der Stromsteuer entlasten. Das Kabinett hat eine Senkung der Stromsteuer für das produzierende Gewerbe sowie die Land- und Forstwirtschaft beschlossen. Die Stromsteuer wird von aktuell EUR 20,5 je Megawattstunde auf das europäisch vorgegebene Mindestmaß für Stromsteuersätze für gewerbliche Kunden von EUR 0,5 pro Megawattstunde ab dem 1. Januar 2026 gesenkt. Eine einheitliche Senkung der Stromsteuer für alle Endkundinnen und -kunden wäre hingegen vorzuziehen. Dies ließe sich einfacher umsetzen und würde sicherstellen, dass die finanzielle Entlastung unmittelbar, vollständig und im gleichen Maße bei allen Endkundinnen und -kunden ankommt. 18. Vor dem Hintergrund der laufenden Debatte um die Kosten der Energiewende ist darauf hinzuweisen, dass diese Entlastungen lediglich Umverteilungen darstellen. Die Gesamtkosten des Systems bleiben unverändert. Entlastungsmaßnahmen wie eine Stromsteuersenkung lindern Symptome eines ineffizienten Energiemarktdesigns. Sie schaffen aber keine dauerhafte Abhilfe für die zugrundeliegenden Probleme. 19. Überbordende Netzkosten könnten prinzipiell zwar durch öffentliche Zuschüsse (z. B. aus dem Bundeshaushalt) abgefedert werden. Um die Systemstabilität zu gewährleisten, müssen Netzkosten allerdings künftig stärker nach dem Verursacherprinzip im Stromsystem verteilt werden, um Anreize zur Reduzierung von Netzkosten zu setzen. Der ökonomisch effizienteste Ansatz wäre eine nodale Strombepreisung (siehe Kapitel 2.3). Eine etwas weniger effiziente, aber deutlich weniger komplexe Möglichkeit wäre die Einführung verschiedener Preiszonen (siehe Kapitel 2.4). Beide Alternativen scheinen politisch jedoch schwer durchsetzbar. Eine drittbeste Lösung wäre, entsprechende Anreize über die Netzentgelte zu implementieren (siehe Kapitel 2.5). Die Monopolkommission sieht diese dritte Variante als mindestens notwendig an, falls nodale Strombepreisung und Preiszonenbildung nicht durchsetzbar sein sollten. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 11 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 12 Netzdienlichkeit wird immer wichtiger, aber kaum berücksichtigt 20. Der signifikante Umbau des Stromsystems in den letzten Jahrzehnten hat die Rahmenbedingungen im Strommarkt für alle Akteure stark verändert. Diese Entwicklung wird sich beim Übergang in ein klimaneutrales Stromsystem weiter fortsetzen und verstärken. An die Stelle von zentraler und konstanter Stromerzeugung in wenigen großen fossilen Kraftwerken tritt eine dezentrale und schwankende Erzeugung, die häufig weit von den Verbrauchszentren entfernt angesiedelt ist. Auch im Verbrauch sind deutlich diversere Profile zu finden. Während in früheren Zeiten die meisten Haushalte ähnliche Verbrauchsverläufe aufwiesen, sind heute durch die Verbreitung von Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen) zur Eigenversorgung, Heimspeichern sowie Elektrofahrzeugen individuell sehr unterschiedliche Lastprofile möglich. Dies schließt zudem beidseitige Stromflüsse ein, da Haushalte selbst zu Einspeisern werden. Auch in der Industrie sind je nach Branche flexible Verbräuche zunehmend relevant, um z.B. auf kurzfristige Preisschwankungen zu reagieren. 21. Insbesondere die zunehmenden Schwankungen in Erzeugung und Verbrauch stellen die Netzinfrastruktur und die Netzbetreiber vor neue Herausforderungen. Diese veränderten Strukturen erfordern angepasste regulatorische Rahmenbedingungen. Ökonomisch gesehen widerspricht das durch die gegenwärtigen Anreizsysteme ausgelöste Verhalten der verschiedenen Akteure häufig dem Ziel der Netzdienlichkeit. Durch Änderungen im Strommarktdesign sowie in der Ausgestaltung der Netzentgelte können Anreize möglicherweise wieder so gestaltet werden, dass sie zu einem netzdienlichen Verhalten der Marktteilnehmer führen, welches die Kosten im Gesamtsystem verringert. 22. Ein zentrales Problem des gegenwärtigen Anreizsystems liegt in der Struktur des europäischen Strommarkts. Dieser basiert auf großen Zonen mit einheitlicher Preisbildung, die sich weitgehend an den Ländergrenzen der europäischen Staaten orientieren.1 Innerhalb einer 1 Deutschland und Luxemburg bilden eine gemeinsame Preiszone, während in Italien, Dänemark, Norwegen und Schweden jeweils mehrere Preiszonen existieren. Die anderen europäischen Länder bilden jeweils eine eigene Preiszone. Netzdienlichkeit = Netzkosten, die der Verbrauch einer zusätzlichen Einheit Strom verursacht Netzbelastend Netzneutral Zusätzliche Netznutzung erhöht Kosten Zusätzliche Netznutzung, die im bestehenden Netz bedient werden kann und nur Kosten durch wärmebedingte Netzverluste in Stromleitungen verursacht Netzdienlich Zusätzliche Netznutzung senkt Kosten Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 12 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 13 Zone ist der Großhandelspreis für Strom zu einem bestimmten Zeitpunkt an jedem Ort identisch. Historisch sind diese Preiszonen aus den nationalen Strommärkten entstanden. Abbildung 2.2 zeigt die aktuelle Zonenaufteilung in Europa. Netzengpässe innerhalb einer Preiszone werden bei der Preisbildung ignoriert. Erst nachdem der markträumende Preis – also der Marktpreis, bei dem Angebot und Nachfrage sich entsprechen – festgelegt ist, wird festgestellt, inwiefern die resultierenden Stromflüsse innerhalb der Preiszone physikalisch möglich sind oder ob Netzengpässe existieren, die ein Engpassmanagement erforderlich machen (Fraunholz u. a., 2021). Ergibt der Marktprozess eine hohe Stromeinspeisung in einer Region und hohen Verbrauch in einer anderen Region, so muss der eingespeiste Strom über die Netze zu den Verbrauchsstellen gelangen. Die Kapazität der Netze ist allerdings begrenzt. Nur in einem System mit sehr hohen Leitungskapazitäten gäbe es keine Engpässe und der einheitliche Strompreis in einer Zone würde exakt die wahren Kosten reflektieren. Abbildung 2.2: Durchschnittliche Börsenstrompreise in Europa 2024 Quelle: Preise in Euro/MWh, Fraunhofer ISE, energy-charts.info. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 13 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 14 23. Die Diskrepanz zwischen Marktergebnis und physikalischen Gegebenheiten erfordert Eingriffe durch den Netzbetreiber. Um Blackouts oder Brownouts zu vermeiden, muss die Ein- und Ausspeisung von Strom jederzeit physikalisch im Gleichgewicht sein. Übertragungsnetzbetreiber umgehen aktuell vorhandene Kapazitätsengpässe, indem sie einzelne Kraftwerksbetreiber anweisen, ihre Stromeinspeisung zu verringern und in der Nähe der Verbrauchsstellen andere Kraftwerke anweisen, mehr Strom einzuspeisen. Somit bleibt die insgesamt eingespeiste und verbrauchte Menge an Strom konstant. Es speisen jedoch andere Kraftwerke ein als der Strommarkt auf vertraglicher Basis ursprünglich vorgesehen hat. Diesen Prozess bezeichnet man als Redispatch. Je mehr Strom transportiert werden muss, desto mehr Redispatch ist erforderlich, wenn die Kapazität der Netze nicht im gleichen Maße ausgebaut wird. Die am Redispatch beteiligten Kraftwerksbetreiber werden finanziell entschädigt. Die Kosten der Entschädigung für den Redispatch werden auf die Netzentgelte umgelegt und somit von den Endkundinnen und - kunden getragen. Die per Redispatch umgeleiteten Strommengen und damit auch die Kosten sind in den letzten Jahren stark angestiegen, wie Abbildung 2.3 zeigt. Die Redispatchkosten hängen hauptsächlich von der Strommenge sowie dem Strompreis ab. Blackout = großflächiger, unvorhergesehener und unkontrollierter Ausfall der Stromversorgung Brownout = Stabilisierungsmaßnahme, bei der die Stromversorgung vorübergehend unterbrochen oder reduziert wird, um einen kompletten Netzausfall zu vermeiden. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 14 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 15 Abbildung 2.3: Kosten des Engpassmanagements Zeitlicher Verlauf des gesamten Maßnahmenvolumens für Netzengpassmanagement und der dazu gehörigen Kosten. Eigene Darstellung nach https://www.smard.de/page/home/topic-article/444/216636. 24. Im Jahr 2024 betrugen die Kosten für Redispatchmaßnahmen EUR 2,776 Mrd. Umgerechnet auf 464 TWh Stromverbrauch in Deutschland entspricht dies einer rechnerischen Erhöhung der Stromkosten durch die Umlage der Kosten auf die Netzentgelte um ca. 6 Euro pro MWh. Dabei ist zu beachten, dass die Belastung durch die Netzentgelte individuell stark unterschiedlich ausfallen kann und vom Verbrauch abhängt. Großverbraucher mit mindestens 10 GWh Jahresverbrauch und 7000 Volllaststunden erhalten eine Reduktion der Netzentgelte von 80 Prozent bzw. bei mehr als 8000 Stunden von 90 Prozent (siehe Infokasten zu Sondernetzentgelten).2 25. Eine weitere Entwicklung mit Bedeutung für das Engpassmanagement ist die stark wachsende Speicherkapazität. Die in Deutschland installierte Speicherkapazität hat sich zwischen den Jahren 2020 und 2025 von 1,7 GWh auf 19,9 GWh mehr als verzehnfacht. Derzeit entfallen 16,4 GWh und somit mehr als 80 Prozent dieser Kapazität auf Heimspeicher mit einer Kapazität von 30 kWh oder weniger (Figgener u. a., 2023). Ein Großteil dieser Speicher wird zur Erhöhung des Eigenverbrauchs von selbst erzeugtem Solarstrom verwendet. Für die nächsten Jahre ist ein weiterer starker Anstieg der installierten Speicherkapazität sowohl für Heim- als auch für 2 Der Rabatt gilt für die gesamten Netzentgelte, nicht nur für den über 10 GWh hinausgehenden Verbrauch. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 15 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 16 Gewerbe- (30 bis 1.000 kWh) und Großspeicher (mehr als 1.000 kWh) zu erwarten. Im Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur sind derzeit geplante Anlagen hinterlegt, deren zugebaute Kapazitäten sich bis Ende 2027 auf 8,0 GWh summieren.3 26. Diese massiv ansteigende Speicherkapazität könnte auch zum Engpassmanagement genutzt werden. So könnten Stromüberschüsse in einzelnen Regionen durch Speicher abgefangen werden, um die Abregelung von Kraftwerken zu vermeiden. Die Integration der Heimspeicher in die bisherigen Redispatchprozesse wäre jedoch enorm komplex und kaum umsetzbar. 27. Durch die sich verändernde Erzeugungsstruktur im Stromsystem ist ohne eine signifikante Beschleunigung des Netzausbaus oder Reformen im Strommarkt von einem mittelfristig starken Anstieg der Redispatchkosten auszugehen. Diese könnten sich bis zum Jahr 2035 mehr als verdreifachen und auf ca. EUR 7,9 Mrd. jährlich ansteigen (Zinke, 2023). Zudem stellt sich langfristig die Frage, inwiefern Redispatchmaßnahmen überhaupt weiter in der bisherigen Form durchgeführt werden können, da hierfür häufig fossile Kraftwerke verwendet werden. In einem Stromsystem mit einem steigenden Anteil an erneuerbarer Stromerzeugung stehen jedoch in Zukunft möglicherweise nicht immer fossile Kraftwerke genau zum passenden Zeitpunkt und am passenden Ort zur Verfügung, um Engpässe aufzufangen. Zusätzlich zur Frage der Kosten dieser Maßnahmen stellt sich also langfristig auch die Frage der Versorgungssicherheit. 28. Durch einen verstärkten Netzausbau lässt sich der Redispatchbedarf zwar verringern, jedoch erscheint aufgrund der hohen Netzausbaukosten ein Ausbau aller Stromnetze auf eine Übertragungskapazität, die Netzengpässe vollständig ausschließt, ökonomisch nicht sinnvoll. Es sollten daher Lösungen gefunden werden, die über den reinen Netzausbau hinausgehen. Die Monopolkommission empfiehlt daher, das Design des Strommarkts stärker an den Bedürfnissen des Stromnetzes auszurichten. Ziel der drei im Folgenden vorgestellten Lösungsansätze ist es, die Netzdienlichkeit zu verbessern und die durch Redispatchmaßnahmen – die notwendig sind, um Stromausfälle zu verhindern – verursachten Kosten zu senken. First-Best: Nodale Strombepreisung 29. Eine Möglichkeit, Netzengpässe angemessen zu bepreisen und Anreize zum Abbau von Engpässen zu setzen, ist die sog. Nodale Preisbildung (auch „Nodal Pricing“ oder „Locational Marginal Pricing“ genannt). Nodal Pricing ist ein Stromhandelssystem, bei dem die Strompreise je nach Netzknoten, d. h. dem Ein- oder Ausspeisepunkt, variieren und so Angebot, Nachfrage und Netzengpässe an jedem Punkt genau abbilden. Diese Form der Preisbildung existiert im europäischen Strommarkt bisher nicht, wird jedoch unter anderem in mehreren US- Bundestaaten sowie in Argentinien, Chile, Mexico und Neuseeland verwendet (Eicke/Schittekatte, 2022). In Großbritannien wird die Einführung eines solches Systems momentan diskutiert. Dieses Modell soll im Folgenden vorgestellt werden. 30. Beim Nodal Pricing wird für jeden Ein- und Ausspeisepunkt im gesamten Stromnetz (die sog. Knotenpunkte oder „Nodes“) ein eigener Strompreis kalkuliert. Dieser Preis repräsentiert 3 Dies bezieht sich nur auf die geplanten und der Bundesnetzagentur bereits gemeldeten Großspeicheranlagen. Heimspeicher werden meist erst bei der Inbetriebnahme gemeldet. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 16 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 17 den Wert einer zusätzlichen Einheit Strom an diesem Punkt und setzt sich aus den Erzeugungskosten sowie den Kosten des Transports durch das Stromnetz zusammen (Dietrich u. a., 2005). Wenn im Netz zu einem bestimmten Zeitpunkt keine Netzengpässe existieren, sind die Strompreise an allen Knotenpunkten identisch und das System gleicht dem heutigen Einheitspreis in der deutschen Gebotszone. Der Preis wird dann nur aus den Erzeugungskosten und der Zahlungsbereitschaft der Nachfrage gebildet (Dietrich u. a., 2005). 31. Ist dagegen die Stromnachfrage an einem Knotenpunkt so hoch, dass die Netzkapazitäten nicht ausreichen, um diese Nachfrage zu bedienen, kommt es an dieser Stelle zu einem Engpass. Die Transportkapazität für Strom wird somit kurzzeitig zu einem knappen Gut und muss sich der Marktlogik folgend entsprechend verteuern. Dieser lokale Preisanstieg setzt kurzfristig zwei Anreize: Erstens wird der Verbrauch von Strom durch den gestiegenen Preis weniger attraktiv, sodass ein Anreiz zur temporären Verbrauchssenkung entsteht. Zweitens wird nun die Stromerzeugung an Standorten attraktiver, an denen kein Kapazitätsengpass existiert, d. h. in möglichst unmittelbarer Nähe des Verbrauchsortes. Kurzfristig können somit Flexibilitätsanreize sowohl bei der Erzeugung als auch im Verbrauch gesetzt werden. Mittel- bis langfristig entstehen Anreize, Stromerzeugung und -verbrauch besser räumlich aufeinander abzustimmen und somit die begrenzten Netzkapazitäten in die eigenen Entscheidungen zu integrieren. Bei einem nodalen Preissystem erfolgt der Kraftwerkseinsatz unter Berücksichtigung der Netzkapazitäten und ihrer Grenzen. Eine nachträgliche Korrektur mittels Redispatch ist nicht notwendig (Maurer u. a., 2018). 2.3.1 Effizienzgewinne heben 32. In der Theorie führen nodale Preise zu einem allokativ effizienten Marktergebnis, da sowohl Erzeugungs- als auch Leitungskosten im Marktpreis abgebildet werden. Der Preis an jedem einzelnen Netzknoten reflektiert die räumlichen und zeitlichen Knappheitsverhältnisse am jeweiligen Knoten. Hohe Preise an einem bestimmten Netzknoten können somit einen Netzengpass zwischen dem Ort der Stromerzeugung und dem jeweiligen Knoten signalisieren (Schweppe u. a., 1988). Durch das lokale Preissignal verhalten die Marktteilnehmer sich netzdienlich, da sie Netzengpässe in ihrem eigenen Entscheidungsprozess berücksichtigen (Ashour Novirdoust u. a., 2021). 33. Simulationen zeigen eine potenzielle Senkung der Systemkosten in einem europäischen Nodalpreissystem zwischen 1,1 Prozent und 3,6 Prozent (Neuhoff u. a., 2013). Die Erfahrungen aus Ländern und Regionen, in denen bereits Nodal Pricing existiert, zeigen Einsparungen in ähnlicher Höhe (Zarnikau u. a., 2014). Andere Studien schätzen deutlich höhere Wohlfahrtsgewinne von 9-10 Prozent (Knörr u. a., 2024). Weiterhin würden auch grenzüberschreitende Leitungen besser ausgelastet, was zu einem Anstieg der internationalen Stromlieferungen um 34 Prozent führen würde. Im gegenwärtigen europäischen Marktdesign bestehen für die nationalen Netzbetreiber häufig Anreize, vor allem internationale Stromflüsse zu drosseln, um innerstaatliche Netzengpässe zu reduzieren. Ein europaweites nodales Preissystem würde auch hier zu einer effizienteren Auslastung der Netze führen (Neuhoff u. a., 2013). Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 17 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 18 2.3.2 Risiken des Nodal Pricing sind lösbar 34. Ein nodales Strompreissystem bringt verschiedene Herausforderungen und Nachteile mit sich, die bei der Implementierung adressiert werden müssen. Die Einführung eines nodalen Strompreissystems wäre eine Reform mit hoher Komplexität und eine radikale Abkehr vom bisherigen Stromsystem. Der administrative Aufwand wäre voraussichtlich deutlich höher als bei einer Preiszonentrennung (siehe Kapitel 2.4). Zudem müssten die Rollen verschiedener Marktakteure neu bestimmt werden. Zur Bestimmung der Knotenpreise müsste eine entsprechende Stelle geschaffen werden. Dies würde einen hohen Koordinationsaufwand zwischen den vier Übertragungsnetzbetreibern im deutschen Stromnetz erfordern. Insbesondere müssten voraussichtlich Netzbetrieb und Marktorganisation in einem neuen Akteur zusammengefasst werden, ähnlich wie dies in den USA durch Independent System Operators (ISOs) passiert ist. Für die Einführung eines nodalen Preissystems müsste ein Zeitraum von vier bis acht Jahren veranschlagt werden (Department for Energy Security and Net Zero, 2023). 35. Beim Nodal Pricing stellt jeder Knoten eine Preiszone dar. Je kleiner eine Preiszone gestaltet ist, desto geringer ist üblicherweise auch die Liquidität in diesem Markt, da weniger Akteure in der jeweiligen Zone aktiv sind. Dies erhöht potenziell die Preisvolatilität für die beteiligten Akteure, da an einzelnen Netzknoten weniger Handelspartner zur Verfügung stehen, als dies bei einer Einheitszone der Fall ist. Dadurch können sich die Kosten der Absicherung gegen Preisrisiken erhöhen (Dressler u. a., 2025). In der Praxis werden üblicherweise Trading Hubs gebildet, die den Preis einzelner Netzknoten aggregieren, um ausreichend Liquidität zur Absicherung gegen Preisrisiken zu schaffen (Department for Energy Security and Net Zero, 2023). Zudem werden in nodalen Märkten häufig Finanzinstrumente (z. B. Financial Transmission Rights, kurz FTRs) entwickelt, die eine Absicherung gegen Preisunterschiede zwischen einzelnen Netzknoten anbieten. Die passende Zuteilung von FTRs kann dabei auch die Verteilungseffekte durch die Umstellung auf ein nodales Preissystem verringern (Kunz u. a., 2016). 36. Ein weiterer möglicher Nachteil eines Nodalpreissystems ist die potenziell erhöhte Marktmacht einzelner Erzeuger. Insbesondere beim Auftreten von Netzengpässen könnten einzelne Stromerzeuger vorübergehend einen regional hohen Marktanteil erreichen und mit dieser Marktmacht möglicherweise höhere Preise durchsetzen. Da das relevante Marktgebiet in einem nodalen System nicht fix ist, sondern von der jeweiligen Engpasssituation im Netz abhängt, sind diese Situationen für die Aufsichtsbehörde möglicherweise schwer zu antizipieren (Eicke/Schittekatte, 2022). Ein Nodalpreissystem erfordert daher andere Maßnahmen zur Erkennung und Eindämmung von Marktmacht als das bisherige System der einheitlichen Gebotszone. In den USA werden in den verschiedenen Marktgebieten im Wesentlichen zwei Ansätze zur Eindämmung von Marktmacht verfolgt. Beide haben gemeinsam, dass die Erkennung einer marktmächtigen Stellung automatisiert erfolgt. Die Gebote der als marktmächtig identifizierten Anbieter werden dann automatisch durch ein Referenzgebot ersetzt, welches einem wettbewerblichen Gebot entsprechen soll (Graf u. a., 2021). 37. Die Monopolkommission empfiehlt, die Implementierung eines Nodalpreissystems voranzutreiben. Dies erfordert einen mehrjährigen Prozess und beinhaltet eine Reihe von Schritten Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 18 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 19 und Entscheidungen, etwa die Einführung von FTRs, Absicherungen gegen marktmachtbedingte Preisexzesse und möglicherweise auch die Schaffung eines unabhängigen Systembetreibers (ISO) nach US-amerikanischem Vorbild. Auch eine engere Verzahnung von Markt- und Netzbetrieb wäre hierzu nötig. Obwohl eine solche Reform im Idealfall im gesamten europäischen Strommarkt implementiert würde, ist eine Einführung nur in einzelnen Staaten ebenfalls möglich, sodass nodale und zonale Systemen koexistieren würden (Neuhoff u. a., 2025). Second-Best: Strompreiszonen 38. Eine weitere Möglichkeit, mit den beschriebenen Problemen umzugehen, ist die geografische Differenzierung von Großhandelsstrompreisen. In der Praxis könnte dies durch die Aufteilung einer einheitlichen Strompreiszone in mehrere Zonen mit jeweils eigenem Strompreis erfolgen. Die Aufteilung eines Marktgebietes in mehrere Gebotszonen mit jeweils eigenem Großhandelspreis kann als Kompromiss zwischen einer einheitlichen Gebotszone und einer nodalen Preisbildung gesehen werden. In einigen Regionen, z. B. in Texas, wurde die frühere einheitliche Preiszone zunächst in mehrere Preiszonen aufgeteilt, bevor im nächsten Schritt ein Nodalpreissystem eingeführt wurde. Die Aufteilung der deutschen Preiszone wird bereits seit Jahren kontrovers diskutiert. Die Vor- und Nachteile dieser Maßnahme sollen im Folgenden erläutert werden. 39. Bei einem System mit mehreren Preiszonen erfolgt die Preisbildung wie im Fall der Einheitspreiszone. Das bisherige System aus Terminkontrakten, Day-Ahead-Auktionen und Intradayhandel bliebe grundsätzlich bestehen.4 Für jede Zone würde jedoch ein eigener Preis gebildet. Somit kann es zu unterschiedlichen Großhandelspreisen zwischen den Zonen kommen. Ein höherer Strompreis führt innerhalb einer Zone zu einer Erhöhung der Stromerzeugung und einer Verringerung des Stromverbrauchs, z. B. durch Ansiedlung neuer Erzeugungsanlagen. Dies senkt den Stromfluss zwischen den Zonen und trägt mittel- bis langfristig zu einer Konvergenz der interzonalen Strompreise bei. Regional differenzierte Strompreise sind allokativ effizienter als Einheitspreise, da Knappheit in der Leitungskapazität zwischen den Regionen besser abgebildet wird. Preisunterschiede können durch fehlende Übertragungskapazitäten zwischen den Zonen sowie unterschiedliche strukturelle Rahmenbedingungen in den Zonen bestehen bleiben. 40. Für Deutschland wird momentan vor allem eine Zweiteilung der Preiszone in eine nördliche und eine südliche Zone diskutiert, prinzipiell sind jedoch auch drei oder mehr Zonen vorstellbar. Abbildung 2.4 zeigt die vier Varianten, die derzeit im europäischen Bidding Zone Review (BZR) untersucht werden. Die Überprüfung der Gebotszonen ergibt sich aus Art. 14 Elektrizitätsbinnenmarktverordnung (Verordnung (EU) 2019/943, EBM-VO, 2019). Demnach überprüft der Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E alle drei Jahre die Engpasssituation der Übertragungskapazitäten innerhalb und zwischen den Gebotszonen. Es wird ein 4 Auf dem Terminmarkt wird Strom mit einem Vorlauf von mehreren Jahren gehandelt, auf dem Day-Ahead- Markt für den jeweils nächsten Tag. Im Intraday-Handel können Strommengen bis 30 Minuten vor der physischen Lieferung gehandelt werden. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 19 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 20 Bericht erstellt, der verschiedene Gebotszonenkonfigurationen hinsichtlich ihrer Wohlfahrtseffekte vergleicht und eine Empfehlung für die Beibehaltung oder Reform der Gebotszonen beinhaltet. Aus EU-Sicht ist dabei insbesondere relevant, dass Engpässe innerhalb der Zonen den grenzüberschreitenden Handel und somit die Integration des europäischen Strommarktes einschränken und gefährden können. In der Folge der Veröffentlichung des Berichts zur Gebotszonenkonfiguration (ENTSO-E, 2025) müssen die betroffenen Mitgliedstaaten einstimmig über eine Beibehaltung oder Neukonfiguration der bisherigen Gebotszonen entscheiden. Falls keine Einigung erzielt wird, kann die EU-Kommission diese Entscheidung übernehmen. Alternativ können die Mitgliedstaaten Aktionspläne zur Behebung von zoneninternen Engpässen erstellen. Abbildung 2.4: Mögliche Gebotszonensplits gemäß Bidding Zone Review Quelle: (ENTSO-E, 2025). Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 20 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 21 2.4.1 Vorteile einer Preiszonenteilung 41. Die größte praktische Auswirkung einer Zonentrennung ist der verringerte Redispatchbedarf. Da innerhalb der neuen Zonen weiterhin Engpässe auftreten können, die durch Redispatchmaßnahmen gelöst werden müssen, ist davon auszugehen, dass der Redispatchbedarf durch eine Zonenaufteilung zwar signifikant verringert, aber nicht vollständig eliminiert werden kann. Simulationen hinsichtlich der möglichen Einsparungen sind dabei stark von der jeweiligen Datenbasis und Methodologie abhängig. Die von ENTSO-E im Rahmen des Bidding Zone Review erstellte Studie schätzt für den Fall von 5 Zonen die Einsparungen beim Redispatch auf jährlich EUR 613 Mio. bei einem gesamten Wohlfahrtsgewinn von jährlich EUR 339 Mio. Tabelle 2.1 zeigt die Wohlfahrtseffekte und deren Komponenten auf Basis verschiedener Gebotszonenaufteilungen der Studie (ENTSO-E, 2025). Tabelle 2.1: Wohlfahrtseffekte durch Aufteilung der Gebotszone Anzahl Zonen Konsumentenrente Produzentenrente Engpassrente Redispatchkosten Gesamtwohlfahrt 2 1072 -2312 897 -607 264 3 1017 -2445 1038 -641 251 4 1159 -2361 912 -603 312 5 1128 -2566 1165 -613 339 Anmerkungen: Angaben in Millionen Euro pro Jahr auf Basis des Zieljahres 2025. Angegeben sind jeweils die Änderungen im Vergleich zum Status Quo der einheitlichen Gebotszone. Engpassrente bezeichnet die Einnahmen aus der Versteigerung der grenzüberschreitenden Übertragungskapazität durch die Übertragungsnetzbetreiber. Quelle: (ENTSO-E, 2025). 42. Die von ENTSO-E in Auftrag gegebene Studie weist jedoch einige methodische Limitationen auf, die die Aussagekraft schmälern. Die Inputdaten basieren auf dem Jahr 2019 und berücksichtigen somit weder den Netzausbau noch den Neubau von Kraftwerken ab dem Jahr 2020. Außerdem basieren alle Schätzungen zu den Wohlfahrtseffekten auf dem Zieljahr 2025. Die zukünftige Entwicklung des Energiesystems, z. B. hinsichtlich des erwarteten Redispatchbedarfs, wird somit nicht einbezogen. So ergibt sich auch die Differenz zu anderen Studien, die zum Teil deutlich höhere Einsparungen durch eine Zonenteilung prognostizieren (Czock, 2025; Zinke, 2023). 43. Aus Sicht der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden der EU (ACER) überschätzt die Studie im Rahmen des Bidding Zone Review die Fähigkeit der Netzbetreiber zur internationalen Koordinierung, um grenzüberschreitende Netzengpässe zu beheben. Demnach würden die Einsparungen der Redispatchkosten und somit die Wohlfahrtsgewinne durch die Zonenteilung unterschätzt. ACER schätzt die Wohlfahrtsgewinne auf jährlich ca. EUR 450 Mio. bis EUR 540 Mio. und damit signifikant höher als die Wohlfahrtsgewinne in der ursprünglichen Studie von ENTSO-E (ACER, 2025b). Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 21 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 22 44. In Norwegen gibt es bereits seit dem Jahr 1991 mehrere Preiszonen, in Schweden seit dem Jahr 2011 (Thema Consulting Group, 2023). Die Erfahrungen in Skandinavien sind insgesamt positiv. So konnte der Redispatchbedarf seit Einführung der Preiszonen signifikant gesenkt werden. Auch im Bereich der kurzfristigen Nachfrageflexibilität ist eine Wirkung der Preiszonentrennung festzustellen. Nachdem die Preisunterschiede zwischen den Zonen jahrelang sehr gering waren, zeigten sich 2022 erstmals deutlich höhere Preise in den jeweiligen südlichen Zonen Schwedens und Norwegens im Vergleich zu den nördlichen Zonen. Die Preisunterschiede haben mutmaßlich zur unterschiedlichen Entwicklung im Stromverbrauch zwischen den Zonen beigetragen. Im Süden Norwegens sank die Stromnachfrage zwischen 2021 und 2022 um 9 Prozent, während sie in den nördlichen Zonen im gleichen Zeitraum um 2 Prozent stieg (Thema Consulting Group, 2023). 45. Inwiefern die Preiszonen in Skandinavien langfristige Investitionsentscheidungen für Industrieanlagen beeinflussen, ist allerdings fraglich. Aus Investorensicht ist es schwer einzuschätzen, wie sich die Preisunterschiede zwischen den Zonen langfristig entwickeln werden. Weiterhin sind bei der Standortwahl viele weitere Faktoren zu berücksichtigen, z. B. die Einbindung neuer Anlagen in bereits bestehende Wertschöpfungsketten und Infrastrukturen. Zudem bestehen die erheblichen Preisunterschiede zwischen den jeweils nördlichen und südlichen Zonen sowohl in Norwegen als auch in Schweden erst seit Kurzem, was eine abschließende Aussage hinsichtlich der langfristigen Investitionsanreize erschwert. 2.4.2 Hindernisse adressieren 46. Eine Aufteilung der Preiszone bringt auch einige Nachteile und Herausforderungen mit sich. Die in Kapitel 2.3.2 diskutierten Nachteile einer nodalen Strombepreisung können in abgeschwächter Form auch in einem Gebotszonensystem auftreten. Das gilt insbesondere für die verringerte Liquidität des Stromhandels und die Gefahr höherer Marktmacht aufgrund kleinerer Marktgebiete. Diese Probleme lassen sich prinzipiell über die gleichen Instrumente lösen (vgl. Kapitel 2.3.2). Bei der Strompreiszonentrennung existieren jedoch noch weitere Risiken und Kosten, die im nodalen Preissystem nicht vorkommen. 47. So hängen die Marktergebnisse und damit auch die Effizienzsteigerungen in einem zonalen Preissystem stark von der konkreten Ausgestaltung der einzelnen Zonen ab. Gleichzeitig ist die bestmögliche Ausgestaltung der Zonen nicht perfekt vorhersehbar und muss daher approximiert werden. Durch Veränderungen im Markt kann ein ursprünglich als sinnvoll bewerteter Zuschnitt der Zonen innerhalb weniger Jahre seine Effektivität verlieren, was eine aufwendige Neubewertung der Zonen nötig machen würde. 48. Die Umstellung auf Gebotszonen würde administrative Kosten verursachen, da Geschäfts- und Regulierungsprozesse umgestellt werden müssten. Diese Kosten wurden bei einer Aufteilung in zwei Zonen als Ergebnis einer Befragung unter Marktteilnehmern auf EUR 1 bis 2,5 Mrd. geschätzt (Compass Lexecon, 2023). Ob eine Aufteilung in drei oder mehr Zonen höhere Kosten verursachen würde, ist dabei unter den Befragten umstritten. Es kann angenommen werden, dass der größte Teil dieser Kosten bei den beteiligten Unternehmen anfallen würde, während Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 22 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 23 Privathaushalte nicht betroffen wären. Inwiefern diese Kosten mit der Unternehmensgröße skalieren, ist dabei unklar. 49. Bei einer Aufteilung der einheitlichen Preiszone wären in der Folge Preisunterschiede zwischen den Zonen zu erwarten. Die Schätzungen über die erwarteten Preiseffekte hängen dabei stark von der verwendeten Methodologie der Modellierung, der angenommenen Zonenaufteilung und dem modellierten Zeithorizont ab. Bei einer Zweiteilung der Preiszone erwarten die meisten Studien einen Großhandelspreis, der im Jahresdurchschnitt in der nördlichen Preiszone um ca. EUR 5-15 pro MWh niedriger wäre als in der südlichen Zone (Czock, 2025; ENTSO- E, 2025; Tiedemann u. a., 2024). Mittelfristig werden in der wissenschaftlichen Literatur aufgrund des fortschreitenden Netzausbaus eine Reduktion der Preisdifferenz und eine Annäherung der Preise erwartet. Ohne Kapazitätsengpässe würde sich theoretisch ein identischer Preis zwischen den Zonen einstellen. 50. Die regionalen Verteilungseffekte, die aus diesen Preisdifferenzen entstehen würden, sollten nicht außer Acht gelassen werden. Stromerzeuger in Zonen mit derzeit besserer Netztransportkapazität sowie Endkundinnen und -kunden in Zonen mit derzeit schlechterer Netztransportkapazität müssten durch die Umstellung mit finanziellen Einbußen rechnen. In Deutschland sind insbesondere Industriebetriebe im Süden besorgt, durch höhere Strompreise wirtschaftlich schlechter gestellt zu werden. Die politische Durchsetzbarkeit könnte gestärkt werden, wenn Strompreiszonen mit einem Kompensationsmechanismus für stärker belastete Zonen implementiert werden. Ein wichtiges Ziel eines solchen Mechanismus wäre die Aufrechterhaltung der effizienzsteigernden Anreizeffekte. 51. Der Mechanismus sähe eine Gutschrift vor, die sich aus dem Produkt des durchschnittlichen Stromverbrauchs der vergangenen Jahre und der durchschnittlichen Preisdifferenz zwischen der jeweiligen Preiszone und dem hypothetischen einheitlichen Gebotszonenpreis errechnet. Dadurch könnten Mehrkosten ausgeglichen werden, während die Vorteile von Preiszonen erhalten blieben. Preisreaktionen werden nicht zwangsläufig schwächer, da sich die Gutschrift auf Durchschnittswerte bezieht und einzelne Preisspitzen weiterhin Anreize zu netzdienlichem Verhalten setzen. 52. Die Finanzierung der Kompensationszahlungen erfolgt über Engpassrenten, die durch den Preiszonensplit entstehen. Die Einsparungen durch den Wegfall von Engpassmanagementkosten können genutzt werden, um die Kompensationszahlungen zu finanzieren. Die Kompensationszahlungen sollten außerhalb der Netzentgeltsystematik erfolgen. Trotz der Kompensationszahlungen ist zu erwarten, dass es zu Wohlfahrtsgewinnen kommt. 53. Eine weitere Option zur Kompensation regionaler Preisunterschiede für Unternehmen und Haushalte ist derzeit in Italien in Kraft. Dort existieren seit 2021 insgesamt sieben Gebotszonen: fünf auf dem Festland und jeweils eine Zone auf Sardinien und Sizilien. Im Vergleich zu anderen Ländern mit Preiszonen variieren die Preise jedoch nur auf der Erzeugungsebene zwischen den Zonen. Auf der Käuferseite wird aus allen Zonenpreisen ein gewichteter einheitlicher Durchschnittspreis gebildet, der sog. Prezzo unico nazionale (PUN). Somit sind die Endverbraucherin- Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 23 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 24 nen und -verbraucher vor Preisschwankungen zwischen den Zonen und den damit verbundenen Verteilungseffekten geschützt. Gleichzeitig wird jedoch die Anreizwirkung, die durch unterschiedliche Preise auf der Verbrauchsseite entstehen könnte, ausgeschaltet. Nur auf der Erzeugungsseite können die differenzierten Preise in den Zonen ihre Wirkung entfalten, also z. B. bei der Ansiedlung neuer Kraftwerke. Die Preisunterschiede zwischen den italienischen Preiszonen sind im Jahresmittel gering. Zu Beginn des Jahres 2025 musste der bisherige Einheitspreismechanismus abgeschafft werden, um die Vorgaben der EBM-VO zu erfüllen. Für das Jahr 2025 wurde eine Übergangsphase beschlossen, sodass die Nachfrager weiterhin vor Preisdifferenzen zwischen den Zonen geschützt sind. Für das Jahr 2026 und darüber hinaus steht noch nicht fest, inwiefern diese Regelung fortbestehen wird. Vorstellbar ist, dass ab 2026 die Zonenpreise auch auf der Nachfrageseite ohne Kompensationsmechanismus gelten (RSE, 2024). Third-Best: Reform der Netzentgeltsystematik 54. Sofern Netzrestriktionen nicht durch ein Nodal Pricing oder durch die Einführung von Preiszonen adressiert werden können, bleibt die Möglichkeit, entsprechende Anreize über eine Reform der Netzentgelte zu implementieren. Ein optimaler, zeitlich variabler Strompreis müsste sowohl eine dynamische Erzeugungspreis- als auch eine zeitlich und räumlich ausdifferenzierte Netzentgeltkomponente enthalten und nach dem Verursacherprinzip alle angeschlossenen Einspeise- und Entnahmestellen umfassen. Während die Einführung dynamischer Stromtarife (siehe Kapitel 2.5.3.3) bereits erste Schritte in Richtung marktdienlichem Verhalten geht, fehlen Ansätze für ein netzdienliches Verhalten fast vollständig. Ohne ausreichende Anreize durch dynamische Stromtarife, die Markt- als auch Netzaspekte berücksichtigen, drohen langfristig in einem Stromsystem mit einem sehr hohen Anteil volatiler, erneuerbarer Energieerzeugung eine deutlich reduzierte Versorgungssicherheit und Blackouts. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 24 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 25 55. Zur Finanzierung der Netzkosten werden Netzentgelte erhoben. Sie werden von den Netzbetreibern nicht frei festgelegt, sondern müssen sich in einem Rahmen bewegen, der durch Unionsrecht, deutsches Recht und Entscheidungen der Regulierungsbehörden vorgegeben ist. Dabei sind zwei Regelungsbereiche zu unterscheiden: (1) Die Bestimmung der Netzentgelte auf der Netzbetreiberseite. Im Rahmen der Anreizregulierung legt die Regulierungsbehörde eine Erlösobergrenze fest. Dies beeinflusst die absolute Höhe der Netzentgelte. (2) Die Bestimmung der Netzentgelte auf der Nachfrageseite. Gesetzliche Vorschriften regeln die Struktur der Netzentgelte und deren Verteilung auf die Nutzergruppen. Sie legen fest, in welcher Form Netzentgelte abgerechnet werden (siehe Infokasten zu Arten und Abrechnungsformen von Netzentgelten) und wie die Kostenverteilung zwischen den verschiedenen Nutzergruppen erfolgt. Bei entsprechender Ausgestaltung können diese Regelungen Anreize für netzdienliches Verhalten der Netznutzung – sowohl für Stromerzeuger als auch für Endkundinnen und -kunden – setzen und damit zu einer effizienten Netznutzung beitragen. Arten und Abrechnungsformen von Netzentgelten Grundpreis Pauschale Zahlung unabhängig von Verbrauch oder Leistung. Arbeitspreis Zahlung abhängig vom Verbrauch mit Abrechnung in Cent pro Kilowattstunde. Leistungspreis Zahlung abhängig von gemessener Leistungsspitze des Verbrauchs bzw. Gleichzeitigkeit mit Systempeak. Abrechnung in Euro pro Kilowatt. Kapazitätspreis Zahlung abhängig von vertraglich vereinbarter Netzanschlusskapazität. Abrechnung in Euro pro Kilowatt. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 25 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 26 2.5.1 Netzentgeltsystematik wird durch die Bundesnetzagentur festgelegt 56. Die Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik und die Umsetzung der im Folgenden dargestellten Vorschläge der Monopolkommission obliegt zukünftig fast ausschließlich der Bundesnetzagentur. Die Monopolkommission empfiehlt, bei diesem Ausgestaltungsprozess die Effizienz der Netzentgelte und ökonomische Grundprinzipien der Preisbildung zu berücksichtigen. Aus ökonomischer Sicht dienen Preise dazu, relative Knappheiten zwischen verschiedenen Gütern darzustellen. Im Idealfall bildet daher ein Marktpreis alle Kosten der Bereitstellung dieses Gutes ab. Im Fall von Strom bestehen diese Kosten in erster Linie aus den Erzeugungskosten sowie den Kosten für die Übertragung des Stroms an den Ort der Stromnachfrage. Dies ist aber im gegenwärtigen Stromsystem in Deutschland offensichtlich nicht der Fall. Da sowohl Erzeugung als auch Verbrauch im Zeitablauf teils starken Schwankungen unterliegen können, kommt es häufiger zu Engpässen in den Übertragungsnetzen. Netzkosten und ihre Komponenten Kapazitätsbasierte Infrastrukturkosten Systemdienstleistungskosten Administrative Kosten Investitionen in Leitung, Umspannwerke und sonstige Netzkomponenten, die für die Bereitstellung ausreichender Kapazität bei Spitzenlast dimensioniert werden müssen. Kosten für Frequenz- und Spannungshaltung, Versorgungswiederaufbau, Redispatchmaßnahmen – korreliert mit der tatsächlichen Netznutzung. Aufwendungen für Abrechnung, Verwaltung und Messstellenbetrieb – unabhängig von Kapazität und Verbrauch, fixer Kostenblock. > überwiegender Anteil an den Gesamtkosten, durch Systemspitzenlasten bestimmt > Anteil abhängig vom Netzbetrieb und Netzstabilität > fixer Anteil, unabhängig von Nutzung Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 26 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 27 57. Bisher beruht die Netzentgeltsystematik neben einigen allgemeinen Grundsätzen im Unionsrecht und dem deutschen EnWG (Energiewirtschaftsgesetz, EnWG, 2005) vor allem auf Detailregelungen, die in den §§ 12-20 der StromNEV (Stromnetzentgeltverordnung, StromNEV, 2005) der Bundesregierung geregelt sind. Die StromNEV war Teil der sog. „normativen Regulierung“, mit der wesentliche Regulierungsentscheidungen des Netzzugangs, der Netzentgelte und der Anreizregulierung in Verordnungen der Bundesregierung getroffen wurden.5 58. Mit Urteil vom 2. September 2021 hat der Europäische Gerichtshof (EuGH) entschieden, dass die normative Regulierung nicht im Einklang mit den Vorgaben der Energiebinnenmarktrichtlinie (Richtlinie (EU) 2019/944, EBM-RL, 2019) stand (EuGH, C-718/18, 02.09.2021).6 Diese weist den Regulierungsbehörden die ausschließliche Zuständigkeit zu, Berechnungsmethoden oder Bedingungen für den Zugang zu den nationalen Netzen einschließlich der anwendbaren Tarife festzulegen (Art. 59 Abs. 1, Abs. 7 EBM-RL). Bei der Wahrnehmung dieser Aufgaben müssen die Regulierungsbehörden unabhängig von anderen öffentlichen Stellen handeln können (Art. 57 Abs. 4 EBM-RL). Diese Unabhängigkeit gilt nach Auffassung des EuGH nicht nur gegenüber Trägern exekutiver Gewalt, sondern ausdrücklich auch gegenüber der Legislative (EuGH, C-718/18, 02.09.2021, Rn. 112, 116, 130). Dem deutschen Gesetzgeber ist es daher sowohl verwehrt, Aufgaben, die die Richtlinie den Regulierungsbehörden zuweist, selbst wahrzunehmen, als auch insoweit verbindliche Vorgaben zu machen (EuGH, C-718/18, 02.09.2021, Rn. 113).7 59. Als Reaktion auf diese Entscheidung hat der deutsche Gesetzgeber die Ermächtigung der Bundesregierung zum Erlass von Verordnungen der normativen Regulierung aufgehoben und durch Festlegungskompetenzen der Bundesnetzagentur ersetzt.8 Dies umfasst gemäß § 21 Abs. 3 S. 1 EnWG auch die Entgelte für den Zugang zu den Energieversorgungsnetzen oder die Methoden zu deren Bestimmung. Die bisherigen Verordnungen der Bundesregierung treten schrittweise außer Kraft. Die für die Netzentgeltsystematik relevante StromNEV gilt noch bis zum 31.12.2028 (vgl. Art. 15 Abs. 3 Gesetz vom 22.12.2023, 2023). Damit wollte der Gesetzgeber Rechtssicherheit für die Marktteilnehmer schaffen und es der Bundesnetzagentur ermöglichen, schrittweise einen neuen Rechtsrahmen zu entwickeln (Bundesregierung, 2023, S. 53). Die Bundesnetzagentur kann jedoch bereits zuvor von der StromNEV abweichende Regelungen 5 Für den Strombereich sind neben der StromNEV auch noch die StromNZV (Stromnetzzugangsverordnung, StromNZV, 2005) und die ARegV (Anreizregulierungsverordnung, ARegV, 2007) Teil der normativen Regulierung. 6 Die Entscheidung erging noch zur alten EBM-RL (Richtlinie 2012/21/EU, 2012); die relevanten Vorschriften entsprechen aber denen der 2019 neu erlassenen EBM-RL. 7 Die Entscheidung des EuGH ist in der juristischen Literatur mit Blick auf die rechtsstaatlichen Grundsätze wie die Gewaltenteilung sehr kritisch aufgenommen worden (Mohr/Müller, 2023, S. 1069 mwN.). 8 Einige allgemeine Festlegungen der bisherigen Verordnungen der Bundesregierung wurden auch in das EnWG verschoben wie beispielsweise § 20 Abs. 1, S. 7, S. 8 ENWG, die § 26 und § 4 Abs. 2 der StromNZV ersetzen, oder § 24 EnWG, der die Regelungen zu bundeseinheitlichen Übertragungsnetzentgelten in den §§ 14a ff. StromNEV ersetzt (hier besteht allerdings eine Abweichungskompetenz der Bundesnetzagentur, vgl. § 21 Abs. 3 S. 4 Nr. 3 EnWG). Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 27 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 28 treffen (vgl. § 21 Abs. 3 S. 5 EnWG). Die innerhalb der Bundesnetzagentur zuständige neue „Große Beschlusskammer“ hat bereits mehrere Verfahren zur Überarbeitung des Regulierungsrahmens eingeleitet. Dazu gehört auch ein Verfahren zur Festlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom („AgNes“). Ein erstes Eckpunktepapier wurde am 12. Mai 2025 veröffentlicht (Bundesnetzagentur, 2025b). Der Prozess soll mit einer Rahmenfestlegung der Bundesnetzagentur zur Netzentgeltsystematik abgeschlossen werden.9 60. Die Bundesnetzagentur verfügt dabei über einen erheblichen Ausgestaltungsspielraum, trifft ihre Entscheidungen aber nicht völlig frei, sondern muss sich an den – sehr allgemeinen – Vorgaben des Unionsrechts und deren Umsetzung im EnWG orientieren.10 Die wesentlichen Leitlinien des Gesetzgebers für die Ausgestaltung sind die Angemessenheit, Diskriminierungsfreiheit und Transparenz der Netzentgelte11, ihre Orientierung an effizienten Kosten der Netzbetreiber12 sowie die Förderung effizienter Investitionen, Innovationen und Netznutzung.13 2.5.2 Regional differenzierte Netzentgelte 61. Auf Verteilnetzebene werden Netzentgelte bereits heute regional differenziert. Je nach Verteilnetz können sie also unterschiedlich hoch ausfallen (Bundesnetzagentur, BK8-24-001-A, 28.08.2024). Auf Ebene der Übertragungsnetze sind die Netzentgelte dagegen inzwischen bundesweit vereinheitlicht worden, Unterschiede in den ermittelten Kostenstrukturen der Übertragungsnetze werden bundesweit umgelegt (Bundesnetzagentur, BK8-24-001-A, 28.08.2024). Die Netzentgelte für Verteil- als auch Übertragungsnetze werden aktuell lediglich von den Endkundinnen und -kunden getragen, während für die Einspeisung und Speicherung keine Netzentgelte anfallen. 62. Regional differenzierte Netzentgelte auf Ebene der Verteilnetze sorgen grundsätzlich dafür, dass die Netzkosten je nach regionalen Gegebenheiten unterschiedlich hoch ausfallen können. Dadurch können Netzkosten grundsätzlich verursachungsgerechter verteilt werden, da höhere Netzentgelte dort anfallen, wo die Netzkosten besonders hoch sind. Dementsprechend können sie einen Anreiz für neue Verbrauchsstellen und Einspeiser schaffen, sich dort anzusiedeln, wo die Netzentgelte (im Erwartungswert) günstig sind (siehe Kapitel 2.5.4). Regionale Unterschiede in den Netzentgelten sind zudem eine Voraussetzung für zeitlich variable Netzentgelte, da zeitliche Signale immer regional differenziert auftreten müssen, um sinnvolle Anreize für ein netzdienliches Verhalten zu setzen (siehe Kapitel 2.5.3). 9 Die Monopolkommission hat sich in diesem Verfahren mit einer Stellungnahme beteiligt, abrufbar unter https://www.monopolkommission.de/images/PDF/Presse/Monopolkommission_Stellungnahme_Netzentgelt- systematik.pdf, zuletzt abgerufen am 30.10.2025. 10 Entsprechende Grundsätze sind beispielsweise in § 21 Abs. 1, Abs. 3 EnWG, Art. 59 Abs. 1, Abs. 7 EBM-RL und Art. 18 Abs. 2 EBM-VO normiert. 11 Z. B. § 21 Abs. 1 S. 1 EnWG, Art. 59 Abs. 1 lit. a EBM-RL 12 Z. B. Art. 18 Abs. 1 S. 1, Abs. 7 EBM-VO. 13 Z. B. Art. 59 Abs. 7 lit. a EBM-RL, Art. 18 Abs. 2 lit. a, lit. d, Abs. 8 EBM-VO Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 28 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 29 63. Die regionale Differenzierung auf Verteilnetzebene führt im aktuellen Regime jedoch auch zu Problemen, da sich die Erzeuger nicht an den Netzkosten beteiligen. So sind insbesondere in Norddeutschland die Netzentgelte in einigen Netzregionen aufgrund eines starken Ausbaus erneuerbarer Energien angestiegen. Dieser Ausbau der Erzeugung machte einen regionalen Netzausbau notwendig, den wiederum allein die Endkundinnen und -kunden in den Regionen finanzieren mussten. Diese finanzieren daher die örtliche Erzeugung quer, obwohl diese deutschlandweit zur Verfügung steht. Die Bundesnetzagentur hat auf diesen Umstand bereits im Jahr 2024 reagiert und zumindest einen Teil der Netzkosten von besonders stark betroffenen Regionen umverteilt (Bundesnetzagentur, BK8-24-001-A, 28.08.2024). 64. Das Gegenteil zu regional differenzierten Netzentgelten stellen die bundeseinheitlichen Netzentgelte dar. Dabei würden die Verteilnetzentgelte über alle Regionen hinweg vereinheitlicht, äquivalent zum Mechanismus auf Übertragungsnetzebene. Dadurch sollen die Kosten für die Energiewende gleichmäßiger verteilt und Regionen mit hohen Netzentgelten entlastet werden (siehe z. B. Verbraucherzentrale Bundesverband, 2025a). Andererseits würden dadurch Anreize zur netzdienlichen Standortwahl abgeschwächt. Zudem wäre eine konsequente Vereinheitlichung (der erwarteten Netzentgelte) bei gleichzeitig zeitlich schwankenden Netzentgelten im Sinne des Engpassmanagements sehr komplex. 65. Die Monopolkommission hält den Einsatz regional differenzierter Netzentgelte auf Verteilnetzebene für essenziell. Je nach Verteilnetz kann eine noch kleinteiligere Differenzierung sinnvoll sein, um auch Engpässe innerhalb eines Verteilnetzes zu adressieren. Eine Umstellung auf bundeseinheitliche Netzentgelte würde die Vorteile dieser Differenzierung zumindest abschwächen und ist daher nicht empfehlenswert. Die Kritik an der regionalen Differenzierung richtet sich aus Sicht der Monopolkommission im Wesentlichen auf die als unfair empfundene Quersubventionierung von Endkundinnen und -kunden in Richtung der Erzeuger. Um das Verursacherprinzip bei der Kostenverteilung nicht zu torpedieren, sollten die durch die Erzeugung verursachten Mehrkosten für den Netzausbau zukünftig nicht mehr durch die regional ansässigen Endkundinnen und -kunden getragen werden. Vielmehr sollten diese Kosten ermittelt und dem verantwortlichen Erzeuger zugeschrieben werden. Da Erzeuger die durch sie verursachten Netzkosten nicht (vollständig) selber tragen sollen (siehe dazu Kapitel 2.5.4), sollten diese Kosten umgelegt werden. Dabei ist eine Umverteilung auf alle Endkundinnen und -kunden deutschlandweit denkbar. Als Grundlage für die Berechnung könnte der Mechanismus zur Ermittlung der „entstandenen Mehrkosten“ durch die Integration erneuerbarer Energien genutzt werden, den die Bundesnetzagentur bereits zur Entlastung besonders stark betroffener Regionen einsetzt (siehe Tz. 63). Dieser Mechanismus sollte dann alle Verteilnetze einschließen – nicht nur besonders betroffene. Grundsätzlich würde sich dieser Kostenpunkt jedoch auch sehr gut für eine (vorübergehende) Finanzierung aus dem Sondervermögen eignen, da eine Umverteilung der Kosten ohnehin bereits angelegt ist. Eine Finanzierung aus öffentlichen Mitteln würde in diesem Bereich (abgesehen von der Entlastungswirkung der Strompreise) keine weiteren Anreizverzerrungen implementieren. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 29 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 30 66. Auf Ebene der Übertragungsnetze hält die Monopolkommission die Beibehaltung des Prinzips bundeseinheitlicher Netzentgelte für sinnvoll. Hierbei handelt es sich um vier Übertragungsnetze, die überregional tätig und gerade für die deutschlandweite Übertragung von Strom zuständig. Ihr Netzausbau ist systemrelevant für den gesamten Strommarkt, nicht nur für einzelne Regionen. 2.5.3 Zeitlich variable Netzentgelte 67. Die zunehmenden Anteile volatiler Energieerzeugung machen eine immer stärkere zeitliche Anpassung der Stromnachfrage an das Angebot notwendig. Während es aus marktdienlicher Sicht ohne Kapazitätsrestriktionen effizient wäre, den eingespeisten Strom möglichst unmittelbar und vollständig zu verbrauchen, ist aus netzdienlicher Sicht eine möglichst gleichbleibende, also wenig volatile Spannung effizient. Es kann zu Zielkonflikten zwischen marktdienlichem und netzdienlichem Verhalten kommen. Dynamische Stromtarife sollten daher immer sowohl Markt- als auch Netzsignale enthalten, um eine sinnvolle Wirkung zu entfalten. 68. Die Erwartungen an die Dynamisierung der Netzentgelte sollten zunächst klar priorisiert werden, um ein geeignetes System zu entwerfen. Erste Priorität sollte aus Sicht der Monopolkommission die Adressierung von Netzengpässen und die Vermeidung einer Überlastung des bestehenden Netzes haben. Zweite Priorität sollten zielgerichtete Anreize zum Netzausbau haben, die langfristig für eine Reduktion von Redispatchkosten sorgen können. Erst an dritter Stelle sollte die Dynamisierung darauf abzielen, eine möglichst sichere Refinanzierung der Netzinfrastruktur zu gewährleisten. Hierfür sind statische, verbrauchsunabhängige und somit verlässlichere Preiskomponenten ohnehin geeigneter. 69. Dynamische Netzentgelte können am sinnvollsten über den Arbeitspreis implementiert werden. Ein zeitvariabler Arbeitspreis kann einen geeigneten Anreiz für eine Drosselung oder Erhöhung des Verbrauchs (bzw. der Einspeisung) abhängig von der gegenwärtigen Netzauslastung setzen. Da nach dem Verursacherprinzip in Zukunft der Großteil der Netzentgelte auf eine verbrauchsunabhängige Preiskomponente entfallen soll (z. B. den Leistungspreis, siehe Kapitel 2.5.5.2), kann der Arbeitspreis als kleinere Preiskomponente vollständig im Sinne zeitvariabler Netzsignale eingesetzt werden. 70. Gleichzeitig sieht die Monopolkommission große Hürden und vorgelagerte Schritte, die für das langfristige Zielmodell erfüllt sein müssen: An Entnahmestellen müssen flächendeckend Smart Meter (siehe Kapitel 2.5.3.1 installiert werden, die verschiedenen Netzstufen müssen vollständig digitalisiert und im Hinblick auf die Netzdienlichkeit einer Verhaltensweise an unterschiedlichen Punkten quantifizierbar sein. Die sinnvolle Interaktion mit Echtzeit-Preisen (in 15-Minuten-Intervallen) setzt zudem den Einsatz automatisierter Entscheidungsalgorithmen voraus. Darüber hinaus stellt sich eine Reihe regulatorischer Fragen, z. B. ob innerhalb eines Verteilnetzes zeitweise lokal unterschiedliche Netzentgelte möglich und sinnvoll sind (Bundesnetzagentur, 2025b). Zuletzt setzen dynamische Netzentgelte eine regionale Differenzierung der Netzentgelte voraus, um eine Engpasswirkung zu entfalten. Ein in der Breite einsetzbares variables Netzentgelt wird daher noch einige Jahre an Vorlauf benötigen. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 30 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 31 71. Die Monopolkommission empfiehlt daher, die notwendigen Schritte hin zur Ermöglichung dynamischer Netzentgelte mit Hochdruck zu verfolgen. Insbesondere müssen die technischen Voraussetzungen geschaffen und regulatorische Hürden, beispielsweise für den Einbau von Smart-Metern, abgebaut werden. Als kurzfristige Übergangslösung empfiehlt die Monopolkommission, pragmatische, einfach umsetzbare Lösungsansätze zu wählen. Dazu gehören statisch zeitvariable Netzentgelte sowie stärkere Anreize für bereits vorhandene Flexibilität im Sinne der Netzdienlichkeit. 2.5.3.1 Smart-Meter-Ausbau zügig und bürokratiearm voranbringen 72. Der flächendeckende Smart-Meter-Ausbau stellt, neben der vollständigen Digitalisierung aller Netzebenen, die wesentliche technische Voraussetzung für den Einsatz dynamischer Stromtarife in der Breite dar. Ohne den Einsatz von Smart Metern ist die Implementierung „echter“ dynamischer Stromtarife (basierend auf Echtzeit-Informationen) wirkungslos, da die Ermittlung des zeitabhängigen Verbrauchs – wenn überhaupt – nur erschwert möglich ist. Auch mögliche Reformen des Marktdesigns und der Preisbildung erfordern einen flächendeckenden Ausbau von Smart Metern (Walter, 2022). 73. In Bezug auf den Begriff „Smart Meter“ sollte zwischen „modernen Messeinrichtungen“ (mME) und „intelligenten Messsystemen“ (iMSys) unterschieden werden. Bei mME handelt es sich um digitale Stromzähler ohne Datenaustausch. Sie ersetzen die vormals üblichen Ferraris- Zähler mit analoger Drehscheibe. Grundsätzlich können mME den Stromverbrauch zeitabhängig erfassen. Da das Verbrauchsprofil aber immer erst nachträglich ausgelesen werden kann und zudem keine Kommunikationsmöglichkeit besteht, eigenen sie sich alleine nicht für einen Einsatz von dynamischen Stromtarifen basierend auf Echtzeit-Informationen (Verbraucherzentrale NRW/Verbraucherzentrale RLP, 2025). Sie können allerdings durch ein Smart-Meter- Gateway ergänzt werden, das als Kommunikationsmodul Daten senden und empfangen kann. Die Kombination aus mME und Smart-Meter-Gateway wird als iMSys bezeichnet. Der Begriff „Smart Meter“ bezieht sich üblicherweise auf ein solches iMSys. Der Anteil an mME an der Gesamtzahl der Messlokationen in Deutschland lag im Dezember 2024 bei 48 Prozent, der Anteil an iMSys bei zwei Prozent (Bundesnetzagentur, 2025a). 74. Der flächendeckende Einbau von mME ist gesetzlich geregelt und muss bis spätestens zum Jahr 2032 abgeschlossen sein (§ 29 Abs. 3 MsbG). Für den Einbau und Betrieb von mME dürfen seit dem Jahr 2025 maximal EUR 25 im Jahr berechnet werden (§ 32 Abs. 1 MsbG). Damit liegen sie oft über den Gebühren für ältere, sog. „Ferraris“-Zähler (siehe z. B. Stadtwerke München, 2023; Verbraucherzentrale NRW, 2025a). 75. Der Einsatz eines iMSys ist nur unter bestimmten Voraussetzungen, insbesondere einem jährlichen Stromverbrauch von über 6000 kWh vorgeschrieben (§ 29 Abs. 1 MsbG). Private Haushalte ohne Wärmepumpe oder E-Auto sind in der Regel nicht betroffen. Der Einsatz von iMSys ist oft deutlich teurer als der eines reinen mME. Der Messstellenbetreiber darf für Einbau und Betrieb von iMSys sowohl den Anschlussnutzerinnen und -nutzern als auch dem zuständigen Verteilnetzbetreiber jährliche Kosten gemäß vorgegebener Preisobergrenzen in Rechnung stellen. Für die Anschlussnutzerinnen und -nutzer liegt diese Preisobergrenze je nach Art und Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 31 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 32 Verbrauch bei EUR 30 bis 50 (bis zu 20.000 kWh Verbrauch, sonst auch höher, § 30 Abs. 1 und 3 MsbG). Für Einbau und Betrieb einer Steuerungseinrichtung werden zusätzlich bis zu EUR 50 berechnet, ebenso wie für den Einbau eines zweiten Zählers (um z. B. die Wärmepumpe mit einem separaten Zähler auszustatten, § 30 Abs. 2 MsbG). Für einen Haushalt zwischen 6.000 und 10.000 kWh Jahresverbrauch, Wärmepumpe bzw. E-Auto sowie einen dafür angeschafften Zweitzähler würden beispielsweise Kosten von bis zu EUR 140 für das iMSys entstehen. Diese Mehrkosten sollten jedoch seit dem 1. April 2025 durch eine Reduktion der Netzentgelte für steuerbare Verbrauchseinrichtungen (mehr als) ausgeglichen werden (siehe Kapitel 2.5.3.2). Für den Verteilnetzbetreiber liegen die Preisobergrenzen in der Regel darüber, sodass der größere Teil der Kosten für diese Fälle bereits durch den Netzbetreiber getragen werden.14 76. Oft wird kritisiert, dass die jährlich anfallenden Kosten für iMSys aufgrund unnötiger Vorgaben und regulatorischer Komplexität im Vergleich zum Ausland deutlich zu hoch sind und die Datenverfügbarkeit insbesondere für private Haushalte zu umständlich ist (Deutscher Bundestag Petitionsausschuss, 2025; PV Magazine, 2025). Insbesondere für den freiwilligen Einbau von iMSys fallen für die Anschlussnutzerinnen und -nutzer einmalige Kosten von bis zu EUR 100 an, in begründeten Fällen können die Kosten auch darüber liegen (§ 35 Abs. 1 Satz 1 und Satz 2 Nr. 1 MsbG). Hinzu kommen eventuelle Umbaukosten für den Zählerschrank. Dadurch werden verschiedene auf den Einsatz von iMSys basierende Anwendungsfälle – z. B. die Installationen eines kleinen dezentralen Speichers – gegebenenfalls unrentabel. 77. Es erscheint daher zunächst sinnvoll, den Einbau von mME zügig voranzutreiben. Wichtig ist insbesondere, dass verbaute mME um ein Smart-Meter-Gateway erweiterbar sind, um bei Bedarf eine spätere Aufrüstung auf ein iMSys zu ermöglichen. Neben den bereits geltenden gesetzlichen Vorgaben wäre es denkbar, die freiwillige Umrüstung auf mME vor dem Jahr 2032 zu fördern. Der freiwillige Umstieg verursacht aktuell in der Regel höhere jährliche Zählergebühren für den Anschlussnutzer, während der Nutzen der Umrüstung wesentlich dem Messstellenbetreiber bzw. dem Gesamtnetz zugutekommt (bessere Nachvollziehbarkeit des Verbrauchsprofils, vereinfachte Ablesung aus der Ferne, prinzipiell geringere Manipulationsmöglichkeiten).15 Denkbar wäre daher eine Vorgabe für Messstellenbetreiber, dass sie ihren Anschlussnutzenden für Einbau und Betrieb eines mME maximal den gleichen Betrag wie für den Weiterbetrieb alter Ferraris-Zähler in Rechnung stellen dürfen. Eine finanzielle Schlechterstellung von mME würde so verhindert. Eventuelle Mehrkosten für mME könnten dem Verteilnetzbetreiber in Rechnung gestellt werden. Die Preisgrenze von aktuell jährlich EUR 25 nach § 32 Abs. 1 MsbG würde dann für den Gesamtbetrag gelten, den Anschlussnutzerinnen und -nutzer sowie Verteilnetzbetreiber bezahlen. Damit könnte der Anteil von mME schneller erhöht und eine Auftragsballung an Umrüstungen um das Jahr 2032 vermieden werden. 14 Dies gilt für Fälle bis 20.000 kWh Verbrauch pro Jahr, andernfalls tragen die Anschlussnutzerinnen und -nutzer den größeren Anteil der Gesamtkosten (§ 30 Abs. 1 MsbG). 15 Relevante bauliche Maßnahmen oder bestimmte Anschaffungen (Solaranlage, E-Auto, Wärmepumpe) machen in der Regel den zwingenden Umstieg auf mME erforderlich. Eine freiwillige Umrüstung würde daher auf Haushalte ohne eigene Erzeugung oder flexible Lasten wie ein E-Auto zutreffen. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 32 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 33 78. Um den Einsatz von Smart Meter Gateways bzw. iMSys attraktiver zu gestalten, empfiehlt die Monopolkommission zu prüfen, inwieweit die regulatorischen Vorgaben reduziert und vereinfacht werden können. Ziel muss sein, die Technologie deutlich anwendungsfreundlicher für Endkundinnen und -kunden und insgesamt kostengünstiger zu machen. 79. Über die Wahl des Messstellenbetreibers stehen verschiedene Angebote für Einbau und Betrieb des iMSys miteinander im Wettbewerb. Unternehmen und Haushalte können ihren Messstellenbetreiber frei wählen. Der Betrieb kann entweder durch den zuständigen Netzbetreiber (grundzuständiger Messstellenbetreiber) oder einen wettbewerblichen Messstellenbetreiber übernommen werden. Diese Wahlmöglichkeit ist dazu geeignet, Innovationen bei iMSys zu beschleunigen und ihre Kosten zu senken. Es besteht jedoch das Risiko einer Diskriminierung wettbewerblicher Messstellenbetreiber durch den vertikal integrierten Netzbetreiber. Ein scharfes Kündigungsrecht des Netzbetreibers gegenüber wettbewerblichen Messstellenbetreibern (wodurch der Messstellenbetrieb an den Netzbetreiber zurückgeht) ist daher kritisch zu sehen (siehe z. B. die Diskussionen im Rahmen der Neufassung des Messstellenbetreiberrahmenvertrags Bundesnetzagentur, 2024; energie.blog, 2025). 80. Um die Akzeptanz des Smart-Meter-Rollout als Ganzes nicht zu gefährden, empfiehlt die Monopolkommission, den verpflichtenden Einsatz von iMSys nicht weiter zu verschärfen. Für den freiwilligen Einsatz an Anschlüssen ohne Steuerungsfunktion nach § 14a EnWG (siehe Infokasten Steuerbare Verbrauchseinrichtungen) sollten vielmehr abgespeckte Versionen, wie ein „Smart Meter Light“ zugelassen werden. Dadurch sollen Alternativen insbesondere mit vereinfachter Kommunikation und ohne Steuerbox verfügbar gemacht werden. Unter anderem könnte auf eine BSI-Zertifizierung für diese Modelle verzichtet werden. Die BSI-Vorgaben liegen in vielen Bereichen über den EU-Mindestanforderungen, während sich andere Länder, beispielsweise Schweden, deutlich stärker an diesen EU-Vorgaben orientieren (Umweltbundesamt, 2021, S. 17 ff.). Smart Meter Light könnten ebenfalls mit deutlich weniger Vorgaben (EU- Mindestanforderungen) auskommen und wären kostengünstiger im Einsatz. Eine deutliche Deregulierung würde es Endkundinnen und -kunden zudem ermöglichen, Smart Meter Gateways mit den genau für sie relevanten Funktionen nachzufragen, z. B. durch die Nutzung alternativer WAN-Anbindungen (Wide Area Network Anbindungen, siehe dazu auch Bergsträßer, 2024, S. 20 ff.). Dadurch würden auch Haushalte erreicht, die ansonsten gar kein iMSys nutzen würden, und die Flexibilität des Gesamtsystems erhöht. Hohe Sicherheitsstandards sowie Datenschutzvorgaben würden aufgrund der EU-Vorgaben trotzdem erhalten bleiben. 2.5.3.2 Aktueller Stand dynamischer Tarife 81. Dynamische Stromtarife müssen seit dem Jahr 2025 allen Endkundinnen und -kunden mit iMSys verpflichtend angeboten werden (§ 41a EnWG). Diese variieren zunächst lediglich hinsichtlich des Börsenstrompreises, also in ihrer Marktkomponente. Eine „echte“ Netzkomponente in Stromtarifen ist dagegen bisher nicht angelegt. 82. Eine Ausnahme stellt lediglich die Möglichkeit für Netzbetreiber nach § 14a EnWG dar, den Verbrauch steuerbarer Verbrauchseinrichtungen (z. B. eine Wärmepumpe, siehe Inbobox „Stu- Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 33 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 34 erbare Verbrauchseinrichtungen“) temporär auf bis zu 4,2 kW zu dimmen, um eine ihre Flexibilisierungspotenziale zu nutzen und eine Überlastung der Verteilnetzes abzuwenden (Bundesregierung, 2011).16 Diese Möglichkeit zur Dimmung durch den Netzbetreiber ist für alle neu installierten steuerbaren Verbrauchseinrichtungen ab dem Jahr 2024 verpflichtend.17 Allerdings darf ein Netzbetreiber den Anschluss von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen auch nicht mehr mit Verweis auf eine mögliche lokale Überlastung seines Netzes ablehnen oder verzögern. Seit April 2025 sind zusätzlich zeitvariable Netzentgelte vorgesehen, wenn auch lediglich für besondere steuerbare Verbrauchseinrichtungen (siehe das unten beschriebene „Modul 3“). 16 Die Bundesnetzagentur hat von ihrer Befugnis bereits Gebrauch gemacht und Anforderungen an die netzorientierte Steuerung (Bundesnetzagentur, BK6-22-300, 27.11.2023) sowie die anzuwendenden Netzentgeltermäßigungen (Bundesnetzagentur, BK8-22/010-A, 11.08.2023) geregelt. 17 Für vor 2024 installierte Geräte gilt die bisherige Rechtslage des § 14a a.F. EnWG weiter. Danach konnten freiwillig Vereinbarungen über eine netzorientierte Steuerung zwischen dem Betreiber der steuerbaren Verbrauchseinrichtung und dem Netzbetreiber getroffen werden. Solche Altgeräte können aber jederzeit freiwillig in die neue Regelung wechseln und eines der Module auswählen. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 34 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 35 83. Im Gegenzug ist den Betreibern dieser steuerbaren Verbrauchsanlagen ein reduziertes Netzentgelt anzubieten. Nach der Festlegung der Bundesnetzagentur kann dabei grundsätzlich zwischen zwei verschiedenen Varianten („Module“) gewählt werden: Modul 1 sieht eine pauschale Reduzierung des Netzentgeltes um EUR 110-190 pro steuerbarer Verbrauchsanlage vor. Seit April 2025 kann Modul 1 mit einem zeitvariablen Netzentgelt („Modul 3“) kombiniert werden. Dabei werden die Netzentgelte in mehrere Zeitfenster mit drei Entgeltstufen differenziert: • Standardtarifstufe • Hochlasttarifstufe: Mindestens 2 Stunden jedes Tages, das Netzentgelt darf maximal das Zweifache der Standardtarifstufe betragen • Niedriglasttarifstufe: Das Netzentgelt kann zwischen 10 und 40 Prozent der Standardtarifstufe betragen. Steuerbare Verbrauchseinrichtungen Steuerbare Verbrauchseinrichtungen gemäß § 14a EnWG: • Wärmepumpen • Klimaanlagen • Nicht-öffentliche Ladepunkte für Elektrofahrzeuge • Stromspeicher Netzorientierte Steuerung • Eingriff aufgrund akuter Gefährdung der Netzsicherheit • Verteilnetzbetreiber sendet über den Messstellenbetreiber ein Steuersignal an das Smart Meter Gateway, um den Leistungsbezug zu reduzieren. Präventive Steuerung • Eingriff aufgrund netzplanerischer Überlastung, nicht des tatsächlichen Netzzustands (vgl. VDE 2023) • Übergangsweise zulässig bis 2028, soweit netzorientierte Steuerung technisch noch nicht möglich ist (z. B. wegen fehlender intelligente Messsysteme) Kundenindividuelle Steuerung • (Selbst-)Steuerung durch den Stromkunden oder einen Dienstleister, kein Eingriff des Netzbetreibers • Kein Teil des regulierten Steuerungsrahmens, sondern anreizgetrieben (z. B. durch dynamischer Stromtarife) Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 35 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 36 84. Dieses System soll die Verschiebung von Verbräuchen in Niedriglastzeiten belohnen, dabei jedoch Kundinnen und Kunden ohne verschiebbare Verbräuche nicht benachteiligen. Voraussetzung für die Ausgestaltung des zeitdynamischen Tarifs ist daher, dass ein hypothetischer Verbraucher indifferent zwischen Anwendung und Nicht-Anwendung des Modul 3 wäre. Alternativ zu Modul 1 (und Modul 3) kann der Betreiber einer steuerbaren Verbrauchseinrichtung eine prozentuale Reduzierung des Netzentgelt-Arbeitspreises auf 40 Prozent und einen Entfall des Grundpreises wählen (Modul 2). Dies gilt dann allerdings nur für den Verbrauch der steuerbaren Verbrauchseinrichtung, sodass hierfür ein separater Zähler erforderlich ist. 2.5.3.3 Dynamische Tarife schrittweise um Netzkomponente erweitern 85. „Echte“ dynamische Netzentgelte sind aufgrund unzureichender Digitalisierung sowie Smart-Meter-Rollout in den kommenden Jahren zumindest auf Ebene der privaten Haushalte kaum flächendeckend umsetzbar. Trotzdem wird der Bedarf nach stärker zeitabhängigem, netzdienlichem Verhalten größer. Kurzfristig sollten daher pragmatische Ansätze gewählt werden, die auf Erfahrungswerten beruhen. 86. Ein Instrument können statisch zeitvariable Netzentgelte sein. Dabei würden vorab definierte Zeiträume mit einem Aufschlag oder Abschlag auf die regulären Netzentgelte versehen. So könnten beispielsweise die Abendstunden als Zeitraum mit hoher Netzlast (Peak-Zeiträume) definiert werden, da die Nachfrage zu diesen Stunden typischerweise am höchsten ist. Während des Peak-Zeitraums würden höhere Netzentgelte anfallen. In den Mittagsstunden mit typischerweise geringer Nachfrage könnten niedrigere Entgelte (Off-Peak-Tarife) zur Anwendung kommen. Für alle verbleibenden Zeiträume gälte weiterhin die „reguläre“ Netzentgelthöhe. Netzentgelte würden somit zeitlich gestaffelt, wobei jedem Zeitraum eine von drei Entgelthöhen zugeordnet wird. 87. Statisch zeitvariable Netzentgelte würden bei Endkundinnen und Endkunden lediglich den Einsatz von mME voraussetzen. Der zeitgenaue Verbrauch ist dann nachträglich abrechenbar, ein iMSys ist nicht zwingend notwendig. Da der Roll Out von mME bereits deutlich weiter fortgeschritten ist als der von iMSys (und bis 2032 abgeschlossen sein muss) scheint ein solcher Ansatz basierend auf mME für die kommenden Jahre sinnvoll. Andererseits muss berücksichtigt werden, dass ohne iMSys keine Kommunikation mit dem Stromzähler möglich ist, auch Echtzeit-Informationen stehen nicht ohne weiteres zur Verfügung. Um die Nachvollziehbarkeit und Anreizwirkung für die Endkundinnen und Endkunden zu gewährleisten, müssen die relevanten Zeiträume daher weit im Voraus definiert und im Sinne der Einfachheit möglichst selten verändert werden. Das spricht dafür, nur bestimmte Stunden jeden Tag als Peak- bzw. Off-Peak- Zeiträume zu definieren, unabhängig von Jahreszeit, Ferienzeiten oder Feiertagen. 88. Ein Mechanismus für statisch zeitvariable Netzentgelte könnte auf der Grundlage der bereits eingeführten zeitvariablen Netzentgelte („Modul 3“, siehe Tz. 83) aufgebaut werden. Netzbetreiber könnten dabei mindestens zwei Stunden jedes Tages als Hochlasttarifstufe und die gleiche Anzahl an Stunden am Tag als Niedrigtarifstufe definieren. Der verbrauchsabhängige Arbeitspreis kann in Hochlasttarifstunden maximal verdoppelt werden, in Niedriglasttarifstun- Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 36 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 37 den dafür vollständig entfallen. Darüber hinaus würden die Netzentgelte nicht verändert, insbesondere gäbe es keine pauschale Reduzierung („Modul 1“). Die Teilnahme an statisch zeitvariablen Netzentgelten kann dann von allen Endkundinnen und Endkunden mit mME freiwillig in Anspruch genommen werden. Abbildung 2.5 stellt den Tagesverlauf eines solchen Arbeitspreises exemplarisch dar. 89. Eine Verdoppelung der verbrauchsabhängigen Netzentgelte in Hochlasttarifstunden würde den Ausfall in Niedriglasttarifstunden überkompensieren, wodurch Mehreinnahmen an gezahlten Netzentgelten zu erwarten wären. Netzbetreiber sollten daher die Möglichkeit haben, geringere Hochlasttarife anzusetzen, um statisch zeitvariable Netzentgelte für mehr Endkundinnen und Endkunden attraktiv zu machen. 90. Für die initiale Definition der Hochtarif- und Niedrigtarifstunden könnten die Netzbetreiber eine einheitliche Benchmark-Regelung entwickeln. In einem zweiten Schritt wäre es sinnvoll, Verteilnetzbetreibern die Möglichkeit einzuräumen, von dieser Benchmark abzuweichen, um regionale Besonderheiten besser abzubilden. Beispielsweise könnte ein Verteilnetz, in dem ein Nachfragehoch typischerweise erst später einsetzt, den ursprünglichen Peak-Zeitraum um eine Stunde nach hinten verschieben, um die individuelle Netzlast darzustellen. Abbildung 2.5: Exemplarischer Verlauf der verbrauchsbedingten prognostizierten Netzbelastung, sowie statisch-variabler und dynamischer Netzentgelte im Tagesverlauf Anmerkungen: Die Grafik stellt einen exemplarischen Verlauf einer prognostizierten Netzbelastung (z. B. in einem Verteilnetz) dar, mit Verbrauchspeaks in den Morgen- und Abendstunden sowie einem Einspeiseüberschuss in der Mittagszeit. Die Netzbelastung drückt dabei die zu diesem Zeitpunkt anfallenden Netzkosten durch eine zusätzliche nachgefragte Einheit Strom aus. Veränderungen des Arbeitspreises statisch-variabler (rot) bzw. dynamischer (blau) Netzentgelte sollen Endkundinnen und Endkunden anreizen, diese prognostizierte Netzlast zu glätten. Quelle: Eigene Darstellung. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 37 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 38 2.5.3.4 Rahmenbedingungen für echte dynamische Netzentgelte schaffen 91. Langfristiges Ziel sollte es aus Sicht der Monopolkommission sein, dynamische Netzentgelte zu etablieren, die sowohl Markt- als auch Netzkomponenten angemessen berücksichtigen. Für eine praktikable Anwendung sind jedoch eine flächendeckende Installation von iMSys, eine vollständige Digitalisierung aller Netzteile zur Ermittlung der tatsächlichen Netzkosten einzelner Entnahmestellen – auch bezogen auf die vorgelagerten Netzebenen – sowie der Einsatz von Entscheidungsalgorithmen zur Steuerung von Einspeise- und Verbrauchseinheiten notwendig. „Echte“ dynamische Netzentgelte sind in den kommenden Jahren vor diesem Hintergrund kaum vorstellbar, könnten dann aber schrittweise – sobald in der entsprechenden Region die Bedingungen dafür erfüllt sind – eingeführt werden. Entsprechend sollten die Rahmenbedingungen zeitnah geschaffen werden. 92. Angelehnt an den Day-Ahead-Handel an der Strombörse könnten auch dynamische Netzentgelte jeweils am Vortag in 15-Minuten-Intervallen festgelegt werden. Um strategische Verhaltensweisen im Stromhandel – z. B. sog. Increase/Decrease Gaming18 – zu vermeiden, sollte der Netzentgeltbestandteil idealerweise kurz vor der Festlegung der Börsenstrompreise bestimmt werden, etwa täglich um 10 Uhr (siehe z. B. das Projekt „Grids&Benefits“ von TenneT; Nolting, 2025). Grundlage für die Berechnung des Netzentgelts wäre die erwartete Netzauslastung am Folgetag, basierend auf der prognostizierten zeitlichen und räumlichen Nachfrage. Endkundinnen und Endkunden würden im Rahmen dynamischer Stromtarife weiterhin Day- Ahead-Preise in 15-Minuten-Auflösung erhalten, die künftig jedoch sowohl Markt- als auch Netzinformationen enthalten. 93. Da die Refinanzierung der Netze im Wesentlichen über verbrauchsunabhängige Netzentgeltkomponenten erfolgen soll, kann der Arbeitspreis gezielt zur Abbildung der aktuellen Netzauslastung eingesetzt werden. Entscheidend ist dabei, dass der Arbeitspreis eine ausreichend große Spannweite aufweist: In Situationen, in denen Markt- und Netzpreise widersprüchliche Signale senden, muss der netzseitige Arbeitspreis in der Lage sein, die Marktsignale zu übertreffen. Denn Netzrestriktionen setzen marktlichen Gegebenheiten natürliche Grenzen, um zu einer physikalisch realisierbaren Allokation zu gelangen. 94. Zudem ist es aus Effizienzgründen wünschenswert, möglichst viele Netzlastsituationen durch die intelligente (Selbst-)Steuerung durch die Endkundinnen und Endkunden marktlich zu bewältigen, bevor netzseitige (Fremd-)Steuerungsmaßnahmen erforderlich werden. Auch hierfür setzen stark schwankende Arbeitspreise stärkere Anreize und tragen damit zur Systemeffizienz bei. Eine netzseitige (Fremd-)Steuerung – z. B. in Form einer Dimmung flexibler Verbrauchsanlagen – könnte sich dann auf Szenarien konzentrieren, in denen eine kurzfristige Änderung nach dem Day-Ahead-Markt eintritt und eine Anpassung erforderlich macht.19 18 Damit wird ein strategisches Angebotsverhalten (z. B. Zurückhaltung von Erzeugungskapazitäten) im Stromhandel bezeichnet, um dadurch die (anschließend festgelegten) dynamischen Netzentgelte zu beeinflussen und finanziell zu profitieren. 19 Hierbei wäre denkbar, die für eine netzseitige Fremdsteuerung zur Verfügung stehenden Kapazitäten auszuschreiben. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 38 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 39 95. Die Monopolkommission schlägt vor, im Rahmen „echter“ dynamischer Netzentgelte neben einer starken verbrauchsunabhängigen Komponente einen Arbeitspreis einzuführen, der sich vollständig an der lokalen Netzauslastung orientiert. Zu den meisten Zeitpunkten ist ein Netz voraussichtlich nur gering ausgelastet, sodass eine Veränderung der Ein- oder Ausspeisung keine Belastung darstellt. In diesen Fällen sollte der Arbeitspreis null betragen. Erst bei erhöhter Netzbelastung infolge gesteigerten Verbrauchs sollte der Arbeitspreis für die Endkundinnen und Endkunden kontinuierlich ansteigen. Je kritischer die Belastung, desto stärker muss auch die Preissteigerung ausfallen. Umgekehrt kann der Arbeitspreis negativ werden, wenn die Netzbelastung durch überschüssige Einspeisung steigt. In solchen Situationen wirkt zusätzlicher Verbrauch netzdienlich und kann durch negative Arbeitspreise gezielt angereizt werden. Abbildung 2.5 veranschaulicht ein solches Arbeitspreisprofil beispielhaft. Der Arbeitspreis für Einspeiser könnte dabei spiegelbildlich zum Verbrauchspreis ausgestaltet werden (siehe Kapitel 2.5.4). 96. Der Einsatz negativer Arbeitspreise bietet insbesondere den Vorteil, dass netzdienlicher Mehrverbrauch bzw. eine reduzierte Einspeisung gezielt und wirksam angereizt werden können. Zudem lässt sich auf diese Weise die Schwankungsbreite der Arbeitspreise deutlich erhöhen, ohne dass diese einen größeren Anteil an den insgesamt zu zahlenden Netzentgelten ausmachen. Je stärker sich positive und negative Arbeitspreise über das Jahr hinweg gegenseitig ausgleichen, desto größer ist der Anteil der verbrauchsunabhängigen Entgeltkomponente an den Gesamtnetzentgelten. Dies verbessert die Planbarkeit und Investitionssicherheit sowohl für die Endkundinnen und -kunden als auch für die Netzbetreiber. 2.5.4 Erzeugungsanlagen über Netzentgelt auf Einspeisung beteiligen 97. Der Ausbau und die Integration erneuerbarer Energien verursachen aufgrund schwankender Einspeiseprofile erhebliche Netzkosten. Diese Kosten entstehen insbesondere dort, wo die Einspeisung zusätzliche Netzbelastungen hervorruft. Die Erzeugungsanlagen erhalten aber keine Signale über Netzkapazitäten. Dabei könnte netzdienliche Einspeisung zu einem effizienteren System beitragen und damit zu niedrigeren Strompreisen führen. Bisher werden die Netzentgelte in Deutschland ausschließlich durch die Endkundinnen und -kunden getragen. Diese Logik wird jedoch mittlerweile hinterfragt und ist auch keineswegs selbstverständlich.20 Die Diskussion über eine Beteiligung von Erzeugungsanlagen an den Netzkosten gewinnt zunehmend an Relevanz. 98. Ziel der Einführung einer erzeugerseitigen Netzentgeltkomponente wäre es, Erzeugungsanlagen als Mitverantwortliche an Netzkosten zu beteiligen. Ein erzeugerseitiges Netzentgelt (im Folgenden auch G-Komponente genannt, G steht für generation) könnte als Steuerungsinstrument dazu beitragen, den Bedarf an kostenintensivem Netzausbau zu reduzieren und so den strukturellen Nord-Süd-Engpass in Deutschland zu entlasten. Nach geltendem Recht sind Erzeugungsanlagen gemäß § 15 Abs. 1 S. 3 StromNEV von der Zahlung von Netzentgelten ausgenommen. Netzbetreiber dürfen daher von Kraftwerksbetreibern bisher keine Zahlungen für 20 In zahlreichen europäischen Ländern müssen auch Stromerzeuger Netzentgelte zahlen (siehe Abbildung 2.6). Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 39 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 40 die Netznutzung verlangen (Monopolkommission, 2013, Tz. 347). § 15 Abs. 1 S. 3 StromNEV und die Frage, ob zukünftig auch Stromerzeuger an den Netzkosten beteiligt werden sollen, sind Teil der Regelungen, deren Änderung und Weiterentwicklung in die Zuständigkeit der Bundesnetzagentur fällt.21 Ihr obliegt zukünftig die Entscheidung über Einführung und Ausgestaltung einer G-Komponente. 99. Rechtliche Vorgaben stehen der Einführung eines erzeugerseitigen Netzentgeltes nicht entgegen. Die Netzentgelte müssen nach den Vorgaben der EBM-VO und des EnWG die Netzkosten verursachungsgerecht und sachgerecht auf Erzeuger sowie auf Endkundinnen und - kunden verteilen. Zudem muss die Netzentgeltsystematik zu effizienten Standortentscheidungen und zur Gesamteffizienz des Verteilernetzes beitragen (Art. 18 Abs. 3 EBM-VO, § 21 Abs. 3 S. 4 Nr. 3 lit. a EnWG). Sie darf insbesondere nicht zwischen Erzeugungsanlagen diskriminieren, die an verschiedene Netzebenen angeschlossen sind (Art. 18 Abs. 1 UAbs. 2 S. 1 EBM-VO). Eine Verpflichtung der Mitgliedstaaten zur Einführung einer G-Komponente besteht allerdings nicht, solange die Gesamteffizienz des Netzes auch auf andere Weise gewährleistet werden kann. Anforderungen an die Gesamthöhe einer G-Komponente ergeben sich zudem aus einer Verordnung der Kommission (Verordnung (EU) Nr. 838/2010, 2010), die ein maximales Durchschnittsentgelt von EUR 0,5 pro mWh für alle an der G-Komponente beteiligten Erzeuger vorsieht (Art. 2 i. V. m. Anhang Teil B Verordnung (EU) Nr. 838/2010).22 Auch diese Verordnung steht erzeugungsabhängigen Formen oder einem vollständigen Verzicht auf ein erzeugerseitiges Entgelt daher nicht entgegen.23 100. Damit ist die rechtliche Grundlage für eine mögliche Einführung eines erzeugerseitigen Netzentgelts gegeben. Dessen mögliche Ausgestaltung und Wirkung werden anschließend näher betrachtet. 2.5.4.1 Ausgestaltung und Wirkung eines erzeugerseitigen Netzentgelts 101. Der nachfolgende Vorschlag adressiert Erzeugungsanlagen über 5 MW, deren wirtschaftliche Tätigkeit in der Vermarktung von Energie besteht. Diese Begrenzung ermöglicht es, die administrativen Aufwendungen für erzeugerseitige Netzentgelte gering zu halten und sich auf Anlagen mit dem größten Potenzial zur Senkung der Systemkosten zu konzentrieren. Anlagengrößen unter diesem Schwellenwert wären ausgenommen. Vergleichbare Begrenzungen sind in Österreich, Irland, Rumänien und Belgien zu finden. 102. Nachfolgend wird die Einführung eines erzeugerseitigen Netzentgelts ausschließlich für Neuanlagen aller Technologien diskutiert. Zum einen wird dadurch die finanzielle Planungssicherheit für Investoren nicht verschlechtert. Dies könnte sich ansonsten negativ auf zukünftige 21 Vgl. § 21 Abs. 3 S. 4 Nr. 3 lit. a EnWG, wonach die Bundesnetzagentur Regelungen zur Verteilung von Netzkosten auf verschiedene Nutzergruppen treffen kann. Unter den Begriff des Netznutzers fallen gem. § 3 Nr. 28 EnWG auch Unternehmen, die Energie in das Elektrizitätsnetz einspeisen. 22 Eine eingehendere Auseinandersetzung mit der Verordnung (EU) Nr. 828/2010 findet sich bereits im 5. Sektorgutachten Energie der Monopolkommission (2015, Tz. 316 ff.). 23 Dies ergibt sich mittelbar aus Anhang B Ziff. 2 UAbs. 2 Ziff. 1 VO (EU) Nr. 828/2010, wonach z. B. Baukostenzuschüsse bei der Berechnung nicht zu berücksichtigen sind. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 40 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 41 Investitionsentscheidungen auswirken, da Investoren das Risiko regulatorischer Änderungen höher bewerten würden. Zum anderen wird der Netzausbau zwar maßgeblich durch erneuerbare Anlagen getrieben, jedoch könnte eine technologiespezifische Beschränkung zu Verzerrungen zwischen den Erzeugungstechnologien führen. Wie bereits früher dargelegt (Monopolkommission, 2017), könnte ein nach Bundesland differenziertes, erzeugerseitiges Arbeitsentgelt – ausschließlich für Anlagen erneuerbarer Energien – zu einer verbrauchsnäheren Standortwahl führen und substanzielle Wohlfahrtsgewinne durch die Vermeidung von Netzengpässen und Netzausbaubedarf ermöglichen. Die Wohlfahrtswirkung dürfte maßgeblich erhalten bleiben, wenn alle Neuanlagen betrachtet werden. Vor diesem Hintergrund werden nun Ausgestaltung und Wirkung eines erzeugerseitigen Netzentgelts diskutiert. 103. Unabhängig von der konkreten Ausgestaltung führt ein Netzentgelt auf Einspeisung zu einer Umverteilung zulasten derer, die aktuell von Netzentgelten befreit sind. Dies sind oftmals energieintensive Unternehmen. Der Grund ist, dass die G-Komponente über den Strompreis durch die Erzeugungsanlagen internalisiert wird. Wenn Erzeuger über die G-Komponente einen Finanzierungsbeitrag leisten, verbreitert sich die Finanzierungsbasis. Dadurch verringert sich das Netzentgelt für Entnahme. In Summe profitierten also diejenigen, die aktuell Netzentgelte zahlen, während netzentgeltbefreite Kundenkreise Verluste erlitten. 104. Die Wirkung eines erzeugerseitigen Netzentgelts hängt von der konkreten Ausgestaltung ab. Eine pauschale G-Komponente in Form eines Grundpreises oder Kapazitätspreises (siehe Infokasten zu Arten und Ausgestaltung von Netzentgelten) dient als reines Finanzierungsinstrument zur Beteiligung an den Systemkosten. Mit dieser Ausgestaltung wären allerdings erhebliche Defizite verbunden. Die undifferenzierte Erhebung einer G-Komponente hätte keine Lenkungswirkung und könnte die regionalen sowie zeitlichen Unterschiede der Netzbelastung nicht abbilden. Es ist davon auszugehen, dass die zu leistenden Netzentgelte auf die Erzeugungskosten aufgeschlagen und über den Strompreis an Endkundinnen und -kunden weitergegeben würden. Wie im bestehenden Marktdesign würde weiterhin der kostengünstigste Erzeuger ohne Beachtung von Transportkapazitäten im Übertragungsnetz einspeisen. Vor diesem Hintergrund lehnt die Monopolkommission, wie bereits früher, eine pauschale G-Komponente ab. 105. Aus den gleichen Gründen lehnt die Monopolkommission die Einführung eines Baukostenzuschusses für Erzeugungsanlagen zur Steuerung der Ansiedlung ab. Im Gegensatz zu einem erzeugerseitigen Netzentgelt, das bei der Einspeisung anfällt, ist der Baukostenzuschuss eine einmalige Zahlung für Netzausbau oder -erweiterung bei der Anschlusserstellung. Zwar könnte der Zuschuss netzdienliche Standortentscheidungen anreizen, jedoch liegt der wesentliche Nachteil in der fehlenden Wirkung auf das Einspeiseverhalten der Erzeugungsanlagen. Aufgrund seiner fixen Ausgestaltung beeinflusst der Zuschuss den Dispatch nicht und entfaltet damit keine Lenkungswirkung. 106. Soll ein Einspeisenetzentgelt eine Lenkungswirkung auf die Einspeisung entfalten, so muss durch das Entgelt ein Ex-ante-Preissignal gesendet werden. Das Preissignal sollte die mit Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 41 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 42 der Einspeisung verbundenen Grenzkosten widerspiegeln. Im Folgenden werden verschiedene Ansätze zur Gestaltung einer differenzierten G-Komponente genauer diskutiert. 107. Eine regional differenzierte G-Komponente für Neuanlagen beeinflusst deren Standortentscheidung. In Deutschland wäre es systemdienlich, wenn Erzeugungsanlagen im Norden höhere Netzentgelte zahlen, während Anlagen im Süden und Westen geringere Entgelte entrichten. Bei der konkreten Ausgestaltung bestünde ein Trade-off zwischen regionaler Granularität und praktischer Umsetzbarkeit. Die Studie von Grimm u.a. (2015) zeigt, dass eine Differenzierung nach Bundesländern Wohlfahrtsgewinne ermöglichen kann. Die Aufteilung nach Bundesländern ist vermutlich dennoch nicht optimal. Es verbleibt Forschungsbedarf, wie granular die regionale Differenzierung erfolgen sollte und ob bereits eine Nord-Süd-Differenzierung in Deutschland ausreichen könnte, um vergleichbare Wohlfahrtsgewinne zu generieren. 108. Je nach konkreter Ausgestaltungsform einer G-Komponente würden unterschiedliche Anreizwirkungen entstehen. Dabei kann das Netzentgelt auf Basis eines Leistungs- oder Arbeitspreises festgelegt werden und räumliche und zeitliche Differenzierungen berücksichtigen. Ein regional differenziertes Entgelt in Form eines Leistungspreises bezieht sich auf die Bereitstellung von Erzeugungskapazitäten an netzdienlichen Standorten, unabhängig von der tatsächlichen Produktionsmenge für einen bestimmten Zeitraum (z. B. ein Jahr). Daher betrifft es Technologien mit geringen Volllaststunden wie Spitzenlastkraftwerke oder volatile erneuerbare Energien stärker. Eine leistungsbasierte Netzentgeltkomponente entfaltet ihre Wirkung nur in der Spitzenlaststunde. Daher ist ein geringer Einfluss auf die Merit Order, also die Reihenfolge, in der Kraftwerke nach ihren Grenzkosten zur Stromerzeugung eingesetzt werden, zu erwarten. Während der Spitzenlaststunden wird ein Knappheitspreis gebildet. In dieser Zeit müssen Erzeugungsanlagen entscheiden, ob die Extrakosten aufgrund der Leistungserhöhung durch die Mehrgewinne gedeckt werden. Folglich fallen bei einem räumlich differenzierten erzeugerseitigen Netzentgelt auch in Situationen, in denen eine Leistungserhöhung netzdienlich ist, Extrakosten an. Erzeugungsanlagen können ihre Produktion abregeln, um Extrakosten zu vermeiden. Erzeugungsanlagen erneuerbarer Energien würden während der Systemspitzen oft nicht mit maximaler Leistung produzieren. Daher könnte die Einspeisegebühr nicht vollständig durch Großhandelsumsätze ausgeglichen werden, was deren Einnahmen schwächt und sie weniger wettbewerbsfähig macht. 109. Ein dynamisches erzeugerseitiges Netzentgelt auf Leistungspreisbasis gekoppelt an die Systemlast könnte diesen Nachteil nur teilweise abmildern. In diesem Fall bestünde das Erzeugerentgelt aus zwei Komponenten. Die erste Komponente ist ein Entgelt für Zeiten, in denen die Individuallastspitze mit der Systemlastspitze zusammenfällt. Wenn die betroffene Erzeugungsanlage ihre Last reduziert und somit engpassentlastend agiert, können Systemkosten gesenkt werden. Die zweite Komponente ist ein Entgelt für Zeiten, in denen die Individuallastspitze nicht zeitgleich mit der Systemlastspitze auftritt. Allerdings können auch unter dieser Systematik Knappheitspreise während Spitzenlastzeiten entstehen, was politischen Wünschen nach niedrigeren Strompreisen widersprechen würde. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 42 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 43 110. Demgegenüber steht die Ausgestaltung eines erzeugerseitigen Netzentgelts als Arbeitspreis. Dieser Ansatz würde verstärkt Erzeugungsanlagen mit hohen Volllaststunden belasten, da sie kontinuierlich zur Bedienung der Nachfrage im Einsatz sind. Dazu gehören beispielsweise Grundlastkraftwerke. Sie unterlägen damit einer stärkeren Belastung als erneuerbare Energien oder Spitzenlastkraftwerke. 111. Ein räumlich differenzierter arbeitspreisbasierter Ansatz beeinflusst die Grenzkosten der Erzeugungsanlage direkt und hat damit Einfluss auf die Merit Order. Die G-Komponente würde als Kostenfaktor in die Gebotspreise einfließen. Der Großhandelspreis würde sich folglich erhöhen, da Erzeuger die Kostenlast auf Verbraucherebene umwälzen. Aufgrund der regional differenzierten Höhe des Entgeltes könnte es daher zu Veränderungen im Dispatch kommen. Da arbeitspreisbasierte Entgelte letztendlich von den Endkundinnen und -kunden getragen werden, sollte die G-Komponente im Erwartungswert über alle Anlagen hinweg auf null gesetzt werden. Dies beeinträchtigt die Lenkungswirkung nicht. Auch eine aufkommensneutrale G- Komponente auf Arbeitspreisbasis bietet Anreize für netzdienliches Verhalten. Erzeugungsanlagen können durch netzdienliches Verhalten ihre zu zahlenden Netzentgelte reduzieren, was entsprechende Anreize schafft. Netzdienliche Einspeisung senkt Systemkosten, sodass es nicht zu einer Finanzierungslücke käme. Geringe Systemkosten führen aber zu niedrigeren Netzentgelten und damit zu einem niedrigeren Strompreis. 112. Ein wesentlicher Nachteil des räumlich differenzierten arbeitsbasierten Ansatzes ist, dass das Entgelt auch in Zeiten ohne Netzengpass wirkt. In diesen Zeiten ist die räumliche Differenzierung nicht gerechtfertigt. Um dieses Argument zu entkräften, käme eine dynamische G- Komponente in Betracht. Ein dynamischer Arbeitspreis sollte ökonomisch den Grenzkosten einer zusätzlichen Kilowattstunde zum Einspeisezeitpunkt und -ort entsprechen. Dies würde eine Nodalpreislösung simulieren. In netzengpassfreien Zeiten läge das Entgelt bei null, bei netzdienlicher Einspeisung wäre es negativ, in Engpasszeiten positiv. Um in Zeiten kritischer Netzauslastung wirksame Signale zu setzen, muss der Arbeitspreis ausreichend Spielraum nach oben und unten aufweisen, um Marktpreissignale deutlich zu über- oder unterschreiten. Dies folgt im Grunde der allgemeinen Idee zu dynamischen Netzentgelten aus Textziffer 95 f. Erfolgt die Ausgestaltung in dieser Form, ist es möglich, dass die G-Komponente im Erwartungswert über alle Anlagen hinweg aufkommensneutral ist und dennoch eine Lenkungswirkung entfaltet, ohne Erzeugungsanlagen im Mittel zu belasten. 113. Leistungs- und arbeitspreisbasierte Ansätze weisen unterschiedliche Vor- und Nachteile auf. Der wesentliche Nachteil arbeitspreisbasierter Entgelte, dass sie ihre Wirkung auch in engpassfreien Zeiten entfalten, lässt sich durch eine dynamische Ausgestaltung beheben. Ein dynamischer Arbeitspreis, der sich an den zeitpunkt- und ortsspezifischen Grenzkosten der Einspeisung orientiert, setzt nur bei tatsächlichen Netzengpässen Preissignale. Durch einen Erwartungswert von null über alle Anlagen wird zudem eine systematische Benachteiligung deutscher Erzeuger vermieden, während die Lenkungswirkung erhalten bleibt. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 43 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 44 2.5.4.2 Einspeisenetzentgelte in Europa 114. Im europäischen Ausland haben bereits 15 Staaten24 Einspeisenetzentgelte eingeführt. Die Regulierungsbehörden folgen mit der G-Komponente vornehmlich dem Prinzip der Kostenreflexivität. In diesen Ländern ist der Beitrag der G-Komponente zur Netzfinanzierung dennoch gering. Der Anteil der Einspeisenetzentgelte an der Deckung der Übertragungsnetzkosten liegt in der überwiegenden Anzahl der Länder unter 7 Prozent, bei einer Spannweite von 3 bis 35 Prozent. Auch für Verteilnetzkosten ist der Deckungsgrad unter 5 Prozent, mit der Ausnahme Schwedens, wo er in einer Region um 30 Prozent erreicht. Die Ausgestaltung der G- Komponente erfolgt typischerweise über eine Kombination aus nutzungs- und leistungsabhängigen Komponenten, wobei der nutzungsabhängigen Komponente ein höheres Gewicht zukommt (A- CER, 2023). Abbildung 2.6: Einspeisenetzentgelte in Europa Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von ACER (2023). 115. Während wenige Länder Anreizmechanismen wie eine regionale oder zeitliche Differenzierung implementierten, hat beispielsweise der Übertragungsnetzbetreiber in Dänemark eine geografisch differenzierte G-Komponente zur Deckung von Betriebsausgaben und Netzverlusten implementiert. Das System differenziert zwischen zwei Erzeugerkategorien. Anlagen unter 50 kW tragen ausschließlich Verteilnetzkosten, während Anlagen über 50 kW zusätzlich zu den Übertragungsnetzkosten beitragen. Das Übertragungsnetz wiederum ist in zwei Preiszonen unterteilt. In Regionen mit Angebotsüberschuss beträgt die G-Komponente EUR 1,2 /MWh, in Regionen mit Nachfrageüberschuss EUR 0,4 /MWh (ACER, 2025a). Keine nationale Regulierungs- 24 14 EU-Staaten (AT, BE, BG, DK, EE, FI, FR, IE, LV, MT, NL, RO, SE, SK) und Norwegen. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810 – 44 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 45 behörde hat signifikante Wettbewerbsnachteile für inländische Erzeuger gegenüber ausländischen Konkurrenten aufgrund von Einspeisenetzentgelten festgestellt. Das Fehlen von Wettbewerbsverzerrungen wird mit dem geringen Anteil der Netzentgelte an den Gesamtkosten begründet. Da eine G-Komponente bereits in weiten Teilen der Nachbarländer eingeführt wurde, lässt sich von einer Angleichung zum europäischen Ausland ausgehen. Zudem zeigen europäische Erfahrungen, dass auch keine Wettbewerbsverzerrungen innerhalb eines Landes festgestellt werden können, da für alle Erzeuger erzeugerseitige Netzentgelte anfallen (ACER, 2023). Lediglich in der belgischen Region Wallonien werden Maßnahmen zur Vermeidung grenzüberschreitender Wettbewerbsverzerrungen getroffen, indem die G-Komponente auf Grundlage des gewichteten Durchschnitts der in den Nachbarländern angewandten Einspeiseentgelte berechnet wird (ACER, 2023). 2.5.4.3 Handlungsempfehlung: Einspeisung über Netzentgelte steuern 116. Aus Sicht der Monopolkommission stellen nodale Preise das ökonomisch effizienteste Instrument zur netzdienlichen Steuerung der Einspeisung von Erzeugungsanlagen dar. Da Reformen wie die Einführung eines solchen Preissystems oder mehrerer Preiszonen politisch derzeit kaum durchsetzbar sind, empfiehlt die Monopolkommission als verbleibende Lösung die Einführung eines erzeugerseitigen Netzentgelts. Ziel dieser Maßnahme ist es, eine Lenkungswirkung im Sinne der Netzdienlichkeit zu erreichen. Sie soll ausschließlich als Lenkungsinstrument dienen und nicht zur allgemeinen Netzfinanzierung. 117. Die Monopolkommission schlägt daher vor, ein dynamisches, erzeugerseitiges Netzentgelt basierend auf einem Arbeitspreis einzuführen. Der Arbeitspreis sollte in Zeiten, in denen die Einspeisung netzneutral ist und keine weiteren Netzkosten verursacht, auf null gesetzt werden. In Zeiten, in denen Einspeisung netzbelastend ist und zusätzliche Netzkosten verursacht, sollte er positiv ausfallen. In Zeiten, in denen Einspeisung netzdienlich ist und Netzkosten reduziert, sollte das arbeitspreisbasierte Netzentgelt negativ ausfallen. Eine netzdienliche Einspeisung senkt die Systemkosten und führt dadurch zu niedrigeren Netzentgelten und Strompreisen. 118. Die Ausgestaltung sollte aufkommensneutral über alle Neuanlagen erfolgen. Dies stellt die reine Lenkungswirkung des erzeugerseitigen Netzentgeltes sicher, und Wettbewerbsverzerrungen zulasten deutscher Erzeugungsanlagen im Ausland werden vermieden. Die Ausgestaltungsform des erzeugerseitigen Netzentgelts sollte über einen längeren Zeitraum festgelegt werden, um Investitionssicherheit zu gewährleisten. 2.5.5 Stärkere Beteiligung von Haushalten und Unternehmen mit Eigenversorgung 119. Eigenversorgung kann von Einzelpersonen, Industrieunternehmen oder Gemeinschaften, die Energie konsumieren und zugleich selbst produzieren, beispielsweise mittels PV-Anlagen auf ihren Dächern, betrieben werden. In Deutschland sind rund fünf Millionen Haushalte Eigenversorger (European Environment Agency., 2022). Oftmals werden Eigenversorger auch als „Prosumer“ (eine Zusammensetzung aus „consumer“ und „producer“) bezeichnet. Deutscher Bundestag – 21. Wahlperiode Drucksache 21/2810– 45 – Kapitel 2 - Strommarkt und Netzentgelte effizient gestalten 46 120. Unternehmen und Haushalte mit Eigenversorgung weisen eine deutlich niedrigere Nachfrage nach Strom aus dem Netz der öffentlichen Versorgung auf als vergleichbare Endkundinnen und -kunden ohne Eigenproduktion. Gleichzeitig tragen sie jedoch zum Kapazitätsbedarf bei, da sie das Netz weiterhin nutzen. Netzkosten sind kapazitätsabhängig, werden aber in ihrer aktuellen Form maßgeblich über mengenbasierte Netzentgelte refinanziert (ACER, 2023). 121. In Zeiträumen, in denen die Eigenproduktion den Eigenverbrauch übersteigt, vornehmlich während der Sommermonate, sp