Auswirkungen der geplanten Netzentgeltreform auf mittelständische gewerbliche und industrielle Letztverbraucher
Stand: August 2026
Vorbemerkung
Die Mittelstandsvereinigung Energie für Deutschland e. V. (MVE e. V.) nimmt zum laufenden Festlegungsverfahren der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) aus der Perspektive mittelständischer gewerblicher und industrieller Letztverbraucher Stellung.
Die Stellungnahme bezieht sich auf den zum Zeitpunkt ihrer Abgabe öffentlich dokumentierten Stand des AgNes-Verfahrens, insbesondere auf die veröffentlichten Orientierungspunkte, Diskussionspapiere, Expertenaustausche sowie den von der Bundesnetzagentur am 27. Mai 2026 vorgestellten vorläufigen Meinungsstand. Soweit nachfolgend von vorgesehenen oder erwogenen Regelungen gesprochen wird, berücksichtigt der MVE ausdrücklich den noch nicht abgeschlossenen Charakter des Festlegungsverfahrens.
Die Neuordnung der Netzentgeltsystematik wird häufig als notwendige Anpassung an ein verändertes Stromsystem beschrieben. Diese Beschreibung greift aus Sicht des MVE zu kurz. Das Stromsystem hat sich nicht von selbst verändert. Seine heutige Struktur ist in wesentlichen Teilen das Ergebnis politischer Entscheidungen über Erzeugungsstrukturen, den Ausbau wetterabhängiger Stromerzeugung und die Transformation der Energieversorgung. Daraus sind neue Anforderungen an Netzausbau, Redispatch, Speicher, Steuerbarkeit und Flexibilität entstanden.
AgNes setzt nun auf der Verbrauchsseite an. Netzentgelte sollen nicht mehr allein der Finanzierung und Verteilung von Netzkosten dienen, sondern verstärkt wirtschaftliche Signale setzen, damit Letztverbraucher ihr Verhalten an den Anforderungen dieses veränderten Systems ausrichten. Die Bundesnetzagentur spricht selbst von Anreizen zu netzorientiertem Verhalten und verbindet damit unter anderem die Erwartung, Redispatch- und Netzausbaukosten zu reduzieren.
Damit berührt AgNes eine Frage, die weit über die Methodik der Netzentgeltberechnung hinausgeht:
Wer trägt die wirtschaftlichen Folgen des Umbaus des Stromsystems?
Der MVE sieht die Gefahr, dass ein zunehmender Teil dieser Folgen über die Netzentgeltsystematik in die Unternehmen verlagert wird. Wer flexibel reagieren kann, soll sein Verhalten verändern. Wer dies nur mithilfe zusätzlicher Technik kann, muss investieren. Wer technisch, produktionstechnisch oder finanziell nicht reagieren kann, muss mit höheren Belastungen rechnen.
Der MVE hält diese Entwicklung weder für selbstverständlich noch für wirtschaftspolitisch akzeptabel.
Es reicht nicht aus, darauf zu verweisen, dass europäisches oder deutsches Recht entsprechende Preissignale grundsätzlich zulässt. Rechtliche Zulässigkeit ist kein Nachweis wirtschaftlicher Vernunft. Ebenso wenig entzieht die Überführung politischer Entscheidungen in geltendes Recht deren Folgen der politischen Kritik.
Der MVE beurteilt deshalb nicht lediglich, wie AgNes innerhalb des bestehenden Rechtsrahmens möglichst mittelstandsverträglich ausgestaltet werden kann. Wir stellen auch die vorgelagerte Frage:
Ist es überhaupt sachgerecht, industrielle Letztverbraucher über Netzentgelte zunehmend zur Anpassung an die Anforderungen eines politisch transformierten Stromsystems zu bewegen?
Solange diese Frage nicht überzeugend beantwortet und die gesamtwirtschaftliche Vorteilhaftigkeit einer solchen Verlagerung nachgewiesen ist, lehnt der MVE entsprechende zusätzliche Belastungs- und Lenkungsmechanismen ab.
1. Aus einer Netzentgeltreform wird ein Instrument der Verhaltenslenkung
Ein mittelständisches Produktionsunternehmen verbraucht Strom nicht um des Stromverbrauchs willen. Es produziert Metallteile, Lebensmittel, Baustoffe, Maschinen, Kunststoffe, Glas oder andere Güter. Der Strombezug folgt den Anforderungen der Produktion. Maschinen müssen laufen, wenn Aufträge abgearbeitet werden. Öfen, Kühlung, Druckluft und Produktionslinien folgen technischen Bedingungen. Schichten orientieren sich an Personal, Aufträgen und Lieferterminen.
Diese Selbstverständlichkeit gerät in der energiewirtschaftlichen Debatte zunehmend aus dem Blick.
Mit AgNes soll der Verbraucher stärker darauf reagieren, wann und in welchem Umfang er Leistung aus dem Netz bezieht. Bestellkapazitäten, besondere Preise bei deren Überschreitung, neue Anforderungen an industrielle Sondernetzentgelte und perspektivisch zeitvariable Entgeltmodelle sollen wirtschaftliche Signale setzen, die das Verbrauchsverhalten beeinflussen.
Diese Lenkungsabsicht ist keine Unterstellung des MVE. Sie ist Bestandteil der regulatorischen Konzeption.
Genau deshalb muss sie offen diskutiert werden.
Wenn ein Netzentgelt bewusst so ausgestaltet wird, dass ein Unternehmen bei Nichtanpassung höhere Kosten trägt, besteht formal weiterhin Entscheidungsfreiheit. Ökonomisch hat sich die Entscheidungssituation jedoch verändert. Das Unternehmen kann sein Verhalten anpassen oder die daraus entstehende Mehrbelastung tragen.
Für einen Betrieb, der problemlos reagieren kann, mag dies ein wirtschaftlicher Anreiz sein. Für einen Betrieb, dessen Produktionsprozess keine entsprechende Reaktion zulässt, ist dasselbe Preissignal kein Anreiz. Es ist schlicht eine zusätzliche Kostenbelastung.
Ein Preissignal schafft keine Flexibilität. Es kann nur vorhandene Flexibilität mobilisieren.
Diese Unterscheidung muss Ausgangspunkt jeder weiteren Reformüberlegung sein.
2. Die Begründungsrichtung darf nicht umgekehrt werden
In der gegenwärtigen Diskussion entsteht zunehmend der Eindruck, kontinuierliche Lasten, fehlende Lastverschiebung oder mangelnde kurzfristige Reaktionsfähigkeit seien Eigenschaften der Verbrauchsseite, die regulatorisch korrigiert werden müssten.
Der MVE widerspricht dieser Betrachtung.
Ein Produktionsprozess, der über Jahrzehnte kontinuierlich Strom benötigt hat, ist nicht plötzlich ineffizient oder problematisch geworden. Eine Maschine ist nicht weniger sinnvoll, weil ihre Produktionszeit nicht dem Strompreis folgt. Ein Unternehmen handelt nicht netzwidrig, weil es einen Kundenauftrag dann produziert, wenn dieser Auftrag erfüllt werden muss.
Verändert haben sich vielmehr die Anforderungen des Stromsystems.
Insbesondere die zunehmende wetterabhängige Erzeugung führt dazu, dass Erzeugung und Verbrauch zeitlich nicht jederzeit zusammenfallen. Das daraus entstehende Bedürfnis nach Flexibilität ist real. Daraus folgt aber nicht automatisch, dass industrielle Letztverbraucher die Verantwortung für die Lösung dieses Problems übernehmen müssen.
Hier darf die Kausalität nicht umgekehrt werden.
Nicht die Industrie hat plötzlich ein Flexibilitätsproblem bekommen. Das transformierte Stromsystem hat einen höheren Flexibilitätsbedarf entwickelt.
Wenn daraus neue Anforderungen an Unternehmen abgeleitet werden, liegt die Begründungslast bei denjenigen, die diese Anforderungen schaffen.
3. Der Kapazitätspreis darf nicht mit einem konstruierten Extremfall begründet werden
Ein zentraler Baustein des derzeitigen Meinungsstandes ist die Weiterentwicklung des heutigen Leistungspreismodells hin zu einer stärkeren Orientierung an einer vorab bestellten Kapazität.
Zur Begründung wird unter anderem darauf verwiesen, dass im heutigen System bereits eine einzelne hohe Leistungsspitze den Leistungspreis eines gesamten Jahres bestimmen kann. Ist diese Spitze einmal erreicht, können sich die wirtschaftlichen Anreize für weitere Lastveränderungen reduzieren.
Dieser Effekt ist theoretisch nachvollziehbar. Er rechtfertigt jedoch noch keinen Systemwechsel.
Entscheidend ist nicht, ob ein bestimmter Extremfall konstruiert werden kann. Entscheidend ist, welche Bedeutung er in der realen Unternehmenswelt besitzt.
Wie häufig liegt die höchste gemessene Jahresleistung tatsächlich erheblich oberhalb des normalen oberen Leistungsbandes eines Unternehmens? Wie groß sind die Abweichungen? Welche Branchen sind betroffen? Wie viele Unternehmen unterlassen nachweislich Flexibilitätsmaßnahmen, weil die Jahreshöchstleistung bereits erreicht wurde? Und wie sieht dieses Bild speziell bei mittelständischen Produktionsunternehmen aus?
Solange diese Fragen nicht anhand aktueller und repräsentativer Daten beantwortet sind, besteht die Gefahr, dass aus einem theoretisch möglichen Einzelfall ein strukturelles Defizit des bestehenden Systems abgeleitet wird.
Der MVE fordert deshalb nicht lediglich weitere Erläuterungen. Vor einem grundlegenden Wechsel zur Bestellkapazität muss empirisch nachgewiesen werden, dass das behauptete Problem in einer Größenordnung existiert, die einen solchen Systemwechsel überhaupt rechtfertigt.
Bis zu diesem Nachweis lehnt der MVE eine Übertragung zusätzlicher Prognose- und Kostenrisiken auf die Letztverbraucher ab.
4. Historische Daten dürfen nicht zur Legitimation einer zukünftigen Belastungsordnung genügen
Diese Forderung ist auch deshalb relevant, weil Teile der empirischen Analysen im Umfeld des AgNes-Verfahrens auf historischen Lastgangdaten beruhen, darunter Daten aus dem Jahr 2016.
Der MVE behauptet nicht, dass ein Datensatz allein aufgrund seines Alters wertlos wäre. Aber die Anforderungen an seine Repräsentativität steigen erheblich, wenn auf seiner Grundlage eine Netzentgeltordnung für die Zeit ab 2029 mitbegründet werden soll.
Zwischen 2016 und 2026 haben sich industrielle Produktion, Energiepreise, Standortbedingungen, Eigenversorgung, Energieeffizienz, Elektrifizierung und teilweise auch die Produktionsmengen erheblich verändert. Gerade energieintensive und mittelständische Unternehmen haben auf gestiegene Kosten mit Effizienzmaßnahmen, Produktionsanpassungen oder Produktionsrückgängen reagiert.
Hier entsteht ein methodischer Widerspruch: Einerseits wird AgNes mit einer fundamentalen Veränderung des Energiesystems begründet. Andererseits sollen historische Verbrauchsstrukturen aus einer deutlich früheren Phase dieser Entwicklung wesentliche Aussagen über die heutige und zukünftige Netznutzung ermöglichen.
Beides kann nur zusammenpassen, wenn die fortbestehende Repräsentativität dieser Daten nachgewiesen wird.
Der MVE fordert deshalb aktuelle Lastganganalysen und eine gesonderte Untersuchung mittelständischer Produktionsunternehmen.
Eine zukünftige Belastungsordnung darf nicht auf einer vergangenen Produktionswelt beruhen, ohne dass deren Übertragbarkeit auf die Gegenwart belegt ist.
5. Bestellkapazität bedeutet: Das Prognoserisiko wandert zum Unternehmen
Der heutige Leistungspreis knüpft an eine tatsächlich erfolgte Netzinanspruchnahme an. Eine gemessene Höchstleistung ist eine physikalisch realisierte Größe. Das bedeutet nicht automatisch, dass sie für alle Zukunft der einzig richtige Maßstab sein muss. Wer sie jedoch durch eine ex ante zu bestimmende Bestellkapazität ergänzt oder ersetzt, führt eine neue wirtschaftliche Risikogröße ein: die Qualität der Unternehmensprognose.
Damit verändert sich die Verteilung des Risikos.
Ein Unternehmen muss im Voraus einschätzen, welche Leistung es benötigen wird. Diese Prognose ist jedoch nicht nur eine technische Aufgabe. Sie hängt von Auftragseingängen, Kundenentscheidungen, Produktionsverlagerungen, Lieferketten, Konjunktur, neuen Produkten und ungeplanten Entwicklungen ab.
Gerade der Mittelstand lebt häufig von seiner Fähigkeit, kurzfristig auf Kundenanforderungen zu reagieren. Ein unerwarteter Großauftrag ist kein Planungsfehler. Wachstum ist kein Fehlverhalten. Eine kurzfristig notwendige zusätzliche Produktionsschicht darf nicht regulatorisch so behandelt werden, als hätte das Unternehmen seinen Netzbedarf fahrlässig falsch eingeschätzt.
Besonders deutlich wird das Problem, wenn zwei Unternehmen im Ergebnis dieselbe maximale Leistung aus dem Netz beziehen, aber unterschiedliche Kapazitäten bestellt haben. Werden beide aufgrund unterschiedlicher Prognosen finanziell unterschiedlich belastet, obwohl ihre tatsächliche maximale Netzinanspruchnahme identisch war, muss erklärt werden, welcher Teil dieser Differenz tatsächlich unterschiedliche Netzkosten abbildet.
Der verbleibende Teil ist Verhaltenslenkung.
Und genau diese Unterscheidung muss transparent gemacht werden.
6. AP2: Lenkung darf nicht als Kostenreflexivität verkleidet werden
Besonders sichtbar wird diese Problematik beim vorgesehenen AP2. Soweit die Bepreisung einer Inanspruchnahme oberhalb der bestellten Kapazität bewusst so ausgestaltet wird, dass eine systematische Unterbestellung wirtschaftlich unattraktiv wird, verfolgt sie eine klare Lenkungsfunktion.
Das kann regulatorisch gewollt sein. Es darf aber nicht mit Kostenverursachung gleichgesetzt werden.
Soweit eine Überschreitung der bestellten Kapazität tatsächlich zusätzliche zurechenbare Netzkosten verursacht, sind diese transparent darzustellen. Soweit der Preis darüber hinaus eine bestimmte Höhe benötigt, damit Verbraucher ihr Bestellverhalten verändern, handelt es sich um eine regulatorische Lenkungskomponente.
Der MVE fordert eine quantitative Offenlegung dieser beiden Funktionen.
Es genügt nicht, einen höheren Preis damit zu rechtfertigen, dass anderenfalls zu niedrige Kapazitäten bestellt werden könnten. Diese Aussage beweist lediglich die gewünschte Lenkungswirkung. Sie beweist nicht, dass die daraus entstehende Mehrbelastung entsprechende zusätzliche Netzkosten widerspiegelt.
Lenkung darf nicht sprachlich als Kostenreflexivität verkleidet werden.
Solange diese Trennung nicht belastbar vorgenommen wird, fehlt einem wesentlichen Bestandteil des Kapazitätsmodells die erforderliche Transparenz seiner Belastungswirkung.
7. Atypische Netznutzung: Aus gelebter Netzentlastung darf nicht plötzlich „Zufall“ werden
Besonders kritisch bewertet der MVE die Diskussion über die atypische Netznutzung.
Unternehmen haben über Jahre Lastprofile betrieben, die gerade in relevanten Hochlastzeiten vom allgemeinen Netzbedarf abweichen. Nun wird teilweise argumentiert, diese Profile seien nicht zwangsläufig Ergebnis einer bewussten Flexibilitätsentscheidung, sondern könnten aus ohnehin bestehenden Produktionsabläufen resultieren.
Diese Argumentation dreht den Bewertungsmaßstab um.
Für die physikalische Wirkung auf das Netz ist zunächst unerheblich, warum ein Unternehmen zu einer bestimmten Zeit weniger Leistung abruft. Eine vermiedene Belastung bleibt eine vermiedene Belastung, unabhängig davon, ob dahinter eine bewusste energiewirtschaftliche Optimierung, ein Produktionsprozess oder ein historisch gewachsenes Lastprofil steht.
Soll künftig zusätzlich honoriert werden, dass ein Unternehmen auf ein externes Signal hin seine Last aktiv verändert, kann über eine solche zusätzliche Flexibilitätsleistung gesprochen werden. Sie ist jedoch eine andere Leistung als die bereits vorhandene atypische Netzwirkung.
Was gestern als netzentlastendes Verbrauchsverhalten anerkannt wurde, kann heute nicht deshalb regulatorisch entwertet werden, weil die gleiche Wirkung nicht erst durch ein neues Preissignal hervorgerufen wurde.
Gerade hier zeigt sich ein bemerkenswerter Widerspruch: Unternehmen sollen künftig flexibler werden. Wo sie bereits ein für das Netz günstiges Lastprofil besitzen, droht dessen Wert jedoch relativiert zu werden, weil diese Netzwirkung vermeintlich „ohnehin“ vorhanden war.
Der MVE hält diese Umkehrung für sachlich nicht überzeugend.
Netzwirkung muss nach Netzwirkung beurteilt werden – nicht nach der Motivation, aus der sie entstanden ist.
8. Die 10-GWh-Grenze droht gerade mittelständische Unternehmen aus dem Schutz herauszudefinieren
Ähnlich kritisch ist die erwogene 10-GWh-Grenze für bestimmte atypische Bestandsnutzer zu bewerten. Die Bundesnetzagentur verbindet diese Schwelle mit erwartbaren Netzeffekten und der Vermeidung ungerechtfertigter Mitnahmeeffekte.
Damit ist eine Zielsetzung benannt. Nicht beantwortet ist jedoch, weshalb gerade 10 GWh Jahresarbeit die tatsächliche Netzwirkung eines Unternehmens sachgerecht abbilden sollen.
Ein Betrieb mit 9,5 GWh kann ein ausgesprochen atypisches und netzentlastendes Lastprofil besitzen. Ein Unternehmen mit 10,5 GWh kann eine vollkommen andere Netzwirkung entfalten. Jahresarbeit und Netzwirkung sind nicht dasselbe.
Für den Mittelstand kommt ein zweites Problem hinzu. Absolute Verbrauchsgrößen sagen wenig darüber aus, wie stark eine Mehrbelastung das einzelne Unternehmen tatsächlich trifft. Ein sechsstelliger Kostenanstieg kann für einen mittelständischen Betrieb einen erheblichen Teil des Jahresergebnisses aufzehren, während eine absolut größere Belastung in einem Konzern wirtschaftlich leichter getragen werden kann.
Eine Regelung, die Schutzwirkungen primär an absolute Verbrauchsmengen knüpft, droht deshalb ausgerechnet Unternehmen aus dem Schutz herauszudefinieren, deren wirtschaftliche Tragfähigkeit geringer ist.
Der MVE fordert eine belastbare empirische Herleitung der 10-GWh-Schwelle. Solange tatsächliche Netzwirkung, wirtschaftliche Betroffenheit und konkrete Bestandsinvestitionen sachgerechter abbildbar sind, darf eine pauschale Verbrauchsgrenze nicht zum Ersatz für diese Prüfung werden.
9. „Flexibilität“ ist kein Zauberwort
Kaum ein Begriff prägt die gegenwärtige energiewirtschaftliche Debatte stärker als die Flexibilität. Gleichzeitig wird kaum ein Begriff so häufig verwendet, ohne zu klären, was er in einem realen Produktionsbetrieb bedeutet.
Technisch verschiebbare Leistung ist noch keine wirtschaftlich verfügbare Flexibilität.
Eine Laständerung muss technisch möglich sein, ohne den Produktionsprozess, die Produktqualität, den Anlagenzustand oder die Lieferfähigkeit unvertretbar zu beeinträchtigen. Sie muss sich wirtschaftlich rechnen. Und wenn dafür Investitionen erforderlich sind, müssen diese vom Unternehmen tatsächlich finanziert werden können.
Erst wenn all diese Voraussetzungen erfüllt sind, besteht eine reale unternehmerische Handlungsalternative.
Gerade beim Speicher wird der Unterschied zwischen Modell und Unternehmensrealität sichtbar. In einer energiewirtschaftlichen Modellrechnung kann ein Batteriespeicher Lastspitzen glätten, Strombezug verschieben und auf Preissignale reagieren. In einem mittelständischen Unternehmen bedeutet derselbe Speicher eine Investitionsentscheidung mit Kapitalbedarf, Finanzierungskosten, Flächenbedarf, Planung, Netzanschluss, Steuerung, Wartung und Investitionsrisiko.
Niemand muss dem Unternehmen formal den Bau eines Speichers vorschreiben. Wenn der Speicher jedoch die wirtschaftlich sinnvolle oder praktisch einzige Möglichkeit darstellt, eine regulatorisch erzeugte Mehrbelastung zu vermeiden, ist seine Investition eine wirtschaftliche Folge dieser Regulierung.
Die Bezeichnung als „freiwillige Flexibilität“ ändert daran nichts.
Eine Wahl zwischen Investition und Mehrbelastung bleibt formal eine Wahl. Wirtschaftlich ist sie ein Anpassungsdruck.
10. Ausgerechnet geschwächte Unternehmen sollen die nächste Anpassungsinvestition finanzieren
Für mittelständische Unternehmen besitzt dieser Punkt eine zusätzliche Dimension.
Die Transformation des Energiesystems trifft auf eine industrielle Wirtschaft, deren Wettbewerbs- und Investitionsbedingungen sich in den vergangenen Jahren erheblich verschlechtert haben. Hohe Energie- und Standortkosten, schwache Auslastung und erheblicher Investitionsbedarf belasten viele Unternehmen.
Ausgerechnet in dieser Situation wird regulatorisch zunehmend vorausgesetzt, dass Unternehmen zusätzlich in Speicher, Steuerung, Digitalisierung oder die Flexibilisierung ihrer Produktionsprozesse investieren können.
Das ist keineswegs selbstverständlich.
Eine Investition kann technisch möglich und in einem theoretischen Modell sogar wirtschaftlich erscheinen und trotzdem nicht stattfinden, weil sie nicht finanziert wird oder das Unternehmen das erforderliche Eigenkapital für dringendere Investitionen benötigt.
Damit entsteht eine problematische Zirkularität:
Unternehmen, deren Ertrags- und Finanzierungskraft durch die energiepolitischen Standortbedingungen bereits geschwächt wurde, sollen zusätzlich Kapital aufbringen, um sich technisch an die Folgen des veränderten Energiesystems anzupassen.
Ein kapitalstarker Konzern kann dafür Speicher errichten, Spezialisten beschäftigen, Prognosesysteme entwickeln und Produktionsprozesse automatisieren. Ein mittelständischer Betrieb besitzt diese Möglichkeiten häufig nur eingeschränkt.
Formal erhalten beide dasselbe Preissignal. Tatsächlich besitzen sie völlig unterschiedliche Möglichkeiten, darauf zu reagieren.
Eine Regulierung, die diesen Unterschied nicht berücksichtigt, ist nur auf dem Papier gleich.
11. Die Rechnung der Systemeffizienz muss vollständig sein
Die Bundesnetzagentur verbindet netzorientiertes Verbrauchsverhalten unter anderem mit der Möglichkeit, Redispatch- und Netzausbaukosten zu reduzieren.
Das kann einen wirtschaftlichen Nutzen darstellen.
Aber eine Kostenersparnis beim Netzbetreiber ist noch keine volkswirtschaftliche Kostenersparnis.
Wenn ein Netzbetreiber Investitionen oder operative Eingriffe vermeiden kann, weil Unternehmen dafür Speicher errichten, Steuerungstechnik installieren, Produktionsabläufe verändern oder zusätzliches Kapital binden, sind Kosten nicht automatisch verschwunden.
Sie sind zunächst verlagert worden.
Ob daraus tatsächlich ein Effizienzgewinn entsteht, kann nur eine vollständige Rechnung zeigen. Diese muss neben den unmittelbaren Netzentgeltwirkungen sämtliche regulatorisch ausgelösten Investitionen sowie Finanzierung, Kapitalbindung, zusätzliche Betriebs- und Administrationskosten, Produktionsrestriktionen und Opportunitätskosten berücksichtigen.
Gerade letztere dürfen nicht unterschätzt werden. Ein mittelständisches Unternehmen kann einen Euro nur einmal investieren. Kapital, das für einen regulatorisch induzierten Speicher eingesetzt wird, steht nicht für eine neue Produktionsmaschine, Automatisierung, Produktentwicklung oder Standortsicherung zur Verfügung.
Der MVE lehnt deshalb eine Betrachtung ab, bei der Einsparungen innerhalb der Netzbilanz als Effizienzgewinn verbucht werden, während die zu ihrer Erzielung notwendigen Kosten in den Unternehmensbilanzen unvollständig bleiben.
Eine Reform ist nicht effizient, weil eine Kostenposition sinkt. Sie ist nur dann effizient, wenn die Gesamtkosten sinken.
Diesen Nachweis sieht der MVE bislang nicht als erbracht an.
12. Übergangsschutz bis 2031 ist kein dauerhafter Schutz
Die nach dem derzeitigen Meinungsstand vorgesehenen Übergangsregelungen zeigen, dass auch die Bundesnetzagentur erhebliche wirtschaftliche Auswirkungen eines abrupten Systemwechsels erkennt.
Doch eine Übergangsfrist darf nicht mit einer dauerhaften Lösung verwechselt werden.
Wenn Unternehmen bis Ende 2031 Zeit erhalten sollen, sich auf eine neue Systematik einzustellen und gegebenenfalls Anpassungsmaßnahmen vorzunehmen, handelt es sich im Kern um eine Anpassungsfrist.
Der Übergangsschutz schützt nicht vor der neuen Belastungslogik. Er verschiebt lediglich deren vollständige Wirkung.
Für Unternehmen, deren Problem tatsächlich nur in der benötigten Umsetzungszeit liegt, kann dies helfen. Für strukturell nicht flexibilisierbare Produktionsprozesse löst die Frist dagegen nichts. Ein technisch nicht verschiebbarer Prozess wird 2032 nicht deshalb flexibel, weil vier Jahre vergangen sind. Eine unwirtschaftliche Investition wird nicht durch den Kalender wirtschaftlich. Und fehlende Finanzierungsmöglichkeiten verschwinden nicht automatisch mit Ablauf einer regulatorischen Übergangsfrist.
Deshalb reicht ein einheitliches Enddatum nicht aus.
Für bestehende Produktionsanlagen, deren Lastprofil aus technischen, produktionstechnischen oder wirtschaftlichen Gründen dauerhaft nicht an die neue Flexibilitätslogik angepasst werden kann, müssen eigenständige Schutz- und Härtefallmechanismen geprüft werden. Dabei sind insbesondere irreversible Investitionen, Restnutzungsdauern und die tatsächliche wirtschaftliche Zumutbarkeit zu berücksichtigen.
13. Die Komplexität von AgNes darf die Gesamtwirkung nicht verdecken
AgNes ist umfangreich dokumentiert. Das allein garantiert jedoch noch keine effektive Beteiligung.
Die Reform verteilt sich auf zahlreiche methodische Fragen, Gutachten, Orientierungspapiere, Pilotmodelle und Folgeentscheidungen. Für eine sachgerechte Bewertung müssen Unternehmen gleichzeitig Netzentgeltmethodik, Lastgangstrukturen, Industrienetzentgelte, Flexibilitätsmodelle, Speicherökonomie, Finanzierung und europäisches Energierecht verstehen.
Für große Konzerne ist dies bereits anspruchsvoll. Für einen mittelständischen Betrieb ohne eigene Regulierungsabteilung ist es kaum zu leisten.
Noch problematischer ist, dass die tatsächliche wirtschaftliche Gesamtwirkung erst aus dem Zusammenspiel der einzelnen Reformelemente entsteht. Ein Kapazitätspreis kann isoliert betrachtet moderat erscheinen. Dasselbe kann für AP2, Veränderungen bei § 19 oder spätere dynamische Komponenten gelten. Für das Unternehmen zählt jedoch nicht die isolierte Begründung jeder Einzelkomponente, sondern die kumulierte Belastung.
Eine Reform darf nicht dadurch einer Gesamtbewertung entzogen werden, dass ihre wirtschaftlichen Wirkungen auf zahlreiche Einzelmechanismen und Verfahrensschritte verteilt werden.
Der MVE fordert deshalb vor wesentlichen endgültigen Entscheidungen eine konsolidierte Folgenabschätzung, die die Gesamtwirkung von AgNes auf reale mittelständische Musterunternehmen verschiedener Branchen untersucht.
14. Was der MVE von der Bundesnetzagentur erwartet
Der MVE hält einen grundlegenden Wechsel der Netzentgeltlogik erst dann für vertretbar, wenn seine Notwendigkeit und Überlegenheit anhand aktueller, repräsentativer Daten nachgewiesen sind. Dies gilt insbesondere für die Bestellkapazität und die damit verbundene Übertragung zusätzlicher Prognoserisiken auf Letztverbraucher.
Ebenso muss klar offengelegt werden, wo Entgeltkomponenten tatsächlich Kosten abbilden und wo sie der bewussten Verhaltenslenkung dienen. Beim AP2 ist diese Trennung quantitativ nachvollziehbar zu machen. Bestehende atypische Netzwirkungen dürfen nicht allein deshalb entwertet werden, weil sie aus einem Produktionsprozess resultieren und nicht erst durch ein neues regulatorisches Signal entstanden sind.
Bei sämtlichen Flexibilitätsmodellen muss die tatsächliche Unternehmensrealität Maßstab werden. Technische Machbarkeit genügt nicht. Produktionsverträglichkeit, Wirtschaftlichkeit und Finanzierbarkeit gehören zwingend zur Beurteilung. Dasselbe gilt für die 10-GWh-Grenze, deren konkrete Höhe empirisch begründet und an tatsächlicher Netzwirkung sowie wirtschaftlicher Betroffenheit gespiegelt werden muss.
Vor allem aber verlangt der MVE eine vollständige gesamtwirtschaftliche Kosten-Nutzen-Betrachtung. Mögliche Einsparungen bei Redispatch oder Netzausbau dürfen nicht isoliert betrachtet werden. Sämtliche Investitions-, Finanzierungs-, Produktions- und Opportunitätskosten, die zur Erzielung dieser Einsparungen auf Seiten der Unternehmen entstehen, gehören in dieselbe Rechnung.
Bis diese Nachweise vorliegen, lehnt der MVE zusätzliche Mechanismen ab, durch die Prognose-, Investitions- und Anpassungsrisiken des veränderten Stromsystems auf mittelständische Letztverbraucher übertragen werden.
Sollte die Bundesnetzagentur dennoch am Kapazitätsmodell festhalten, fordert der MVE subsidiär hinreichende Toleranzen und flexible Anpassungsmöglichkeiten der Bestellkapazität, einen Schutz bei ungeplantem Wachstum und kurzfristigen Produktionsänderungen sowie belastbare Härtefall- und Bestandsschutzregelungen für strukturell nicht flexibilisierbare Unternehmen.
Diese Forderungen stellen ausdrücklich keine Zustimmung zum Systemwechsel dar.
Schlussbemerkung: Die eigentliche Frage hinter AgNes
Die Diskussion über AgNes ist technisch. Ihre Folgen sind es nicht.
Am Ende geht es um eine einfache wirtschaftspolitische Frage: Wer trägt die Kosten dafür, dass das heutige Stromsystem andere Anforderungen an Flexibilität, Steuerbarkeit und Netznutzung stellt als das System, unter dessen Bedingungen viele industrielle Produktionsstandorte geplant und errichtet wurden?
Die Antwort darf nicht selbstverständlich lauten: der Letztverbraucher.
Mittelständische Unternehmen haben ihre Produktionsanlagen nicht errichtet, um Schwankungen des Stromsystems auszugleichen. Sie haben investiert, um Güter zu produzieren, Arbeitsplätze zu schaffen und im Wettbewerb zu bestehen. Wenn das politisch transformierte Stromsystem heute zusätzliche Flexibilität benötigt, ist es Aufgabe von Politik und Regulierung, zunächst die effizienteste Lösung für dieses Problem zu finden – und nicht die Anpassungsfähigkeit der Unternehmen einfach vorauszusetzen.
Der MVE wird deshalb nicht akzeptieren, dass regulatorische Begriffe die tatsächlichen wirtschaftlichen Folgen verdecken. Ein „Flexibilitätsanreiz“ kann eine erhebliche Investition bedeuten. „Netzorientiertes Verhalten“ kann eine Veränderung von Produktionsabläufen bedeuten. Eine „Bestellkapazität“ kann bedeuten, dass unternehmerische Unsicherheit zum zusätzlichen Kostenrisiko wird. Und eine „Übergangsregelung“ kann bedeuten, dass eine erhebliche Belastung lediglich einige Jahre später eintritt.
Diese Wirkungen müssen benannt, quantifiziert und politisch verantwortet werden.
Der MVE respektiert geltendes deutsches und europäisches Recht. Er betrachtet es aber nicht als Naturgesetz. Wo die Bundesnetzagentur Gestaltungsspielräume besitzt, müssen diese mittelstandsverträglich genutzt werden. Wo deutsches Recht wirtschaftlich problematische Belastungen erzwingt, muss über seine Änderung gesprochen werden. Wo europäisches Recht ursächlich ist, muss die politische Auseinandersetzung auf europäischer Ebene geführt werden.
„Das ist geltendes Recht“ ist kein Argument dafür, dass eine Regelung wirtschaftspolitisch richtig ist.
Der MVE stellt sich deshalb gegen eine Netzentgeltordnung, die die Folgen des transformierten Stromsystems zunehmend über wirtschaftlichen Anpassungsdruck in mittelständische Produktionsunternehmen hineinträgt, ohne zuvor nachgewiesen zu haben, dass diese Lastenverlagerung notwendig, verhältnismäßig und gesamtwirtschaftlich effizient ist.
Wer von mittelständischen Unternehmen verlangt, ihre Produktion, ihre Investitionen und letztlich ihre Geschäftsmodelle stärker an den Anforderungen des Stromsystems auszurichten, trägt die Begründungslast dafür.
Nicht die Unternehmen müssen beweisen, dass sie flexibel genug für das neue Stromsystem sind. Die Regulierung muss beweisen, dass ihre Anforderungen an die Unternehmen notwendig und wirtschaftlich vernünftig sind.
Und genau daran wird der MVE AgNes messen.
Denn die Kosten der Transformation verschwinden nicht dadurch, dass man sie aus der Netzbilanz in die Unternehmensbilanz verschiebt.
Der MVE e. V. steht der Großen Beschlusskammer Energie für den weiteren fachlichen Austausch gerne zur Verfügung.
Mittelstandsvereinigung Energie für Deutschland e. V.
Mario Buchner Vorsitzender