Energiepolitisches Umfeld

In Deutschland begann das Jahr 2024 energiepolitisch mit dem Inkrafttreten des Wärmeplanungsgesetzes (WPG) und des Gebäudeenergiegesetzes (GEG), die 2023 verabschiedet wurden. Beide Gesetze sollen die Wärmewende in Deutschland vorantreiben. Das WPG regelt Einzelheiten zur verpflichtenden Einführung einer kommunalen Wärmeplanung ab 2026 beziehungsweise 2028 (für Kommunen <100.000 Einwohner). Das GEG regelt Einzelheiten zur Umsetzung der Wärmewende für Eigentümer von Neubauten und Bestandsgebäuden. Die beiden Gesetze sind zwar inhaltlich miteinander verknüpft, allerdings teilweise auf eine zu komplexe und inkonsistente Art. Zudem ist der Wärmeplan nach WPG nicht rechtsverbindlich: Die Zuordnung zu einem bestimmten Wärmenetzgebiet bedeutet keine Verpflichtung, eine bestimmte Art der Wärmeversorgung zu nutzen oder anzubieten. Damit fehlt derzeit praktisch allen Infrastrukturbetreibern die notwendige Planungssicherheit. Fehlende Planungssicherheit, auch aufgrund von Konzessionsverträgen, die enden können, bevor sich Investitionen amortisiert haben, kann zu einer Verzögerung bei der Umsetzung von Dekarbonisierungs-Maßnahmen führen.

Mit der Kraftwerksstrategie der Bundesregierung vom 5. Februar 2024 soll der sofortige Ausbau neuer, moderner, hochflexibler und klimafreundlicher Kraftwerke (H2-ready) durch Ausschreibungen gefördert werden, die dann ab 2028 in einen Kapazitätsmechanismus eingebunden werden. Die Kraftwerksstrategie kann als richtiger Schritt angesehen werden, allerdings sind noch viele wichtige Aspekte offen, wie zum Beispiel die Höhe der ausgeschriebenen Gesamtkapazität (derzeit sind nur 4 x 2,5 MW angekündigt) und die Frage, wie diese Kapazitäten in einen zukünftigen Kapazitätsmarkt integriert werden, für den im August erste Konzepte vorgeschlagen wurden. Darüber hinaus muss das Thema mit den Leitlinien für staatliche Beihilfen in Einklang gebracht werden, was den Nachweis einer Versorgungslücke erfordert und im Hinblick auf die angestrebte regionale Verteilung der Kraftwerke die Frage der Gebotszoneneinteilung wieder auf die Tagesordnung bringt. Ein wichtiger Punkt ist auch die Frage, ob ein vorgezogener Zubau vor dem geplanten Kohleausstieg 2030 möglich ist. Entscheidend ist aus unserer Sicht jedoch die zügige Entwicklung eines marktbasierten, technologieneutralen Kapazitätsmarktes.

Die Einführung eines Kapazitätsmechanismus bis 2028 wurde ebenfalls im Rahmen der Vorstellung der Kraftwerksstrategie am 5. Februar 2024 angekündigt. Im August 2024 veröffentlichte die Bundesregierung ein Papier mit Optionen für das Strommarktdesign der Zukunft. Darin enthalten ist ein Vorschlag für einen hybriden Kapazitätsmarkt. Dieser sieht vor, den Markt in zwei Teile zu gliedern: einen zentralen Kapazitätsmarkt für Investitionen mit längeren Refinanzierungszeiträumen und einen dezentralen Markt, der Bilanzkreisverantwortlichen den Zugang zu Kapazitätszertifikaten ermöglicht und sie dazu verpflichtet, zu bestimmten Zeiten im Jahr die jeweilige Höchstlast sicherzustellen.

Mit Blick auf das Ausschreibungsverfahren für neue Kraftwerke (siehe Kraftwerksstrategie) wird die Herausforderung darin bestehen, möglichst schnell klare und umfassende Rahmenbedingungen für Kapazitätsmechanismen zu definieren, um unnötige Kosten durch Risikopreise zu vermeiden. Der hybride Kapazitätsmarkt soll die Vorteile des zentralen und des dezentralen Kapazitätsmarktes vereinen, bringt aber auch einen deutlich höheren administrativen Aufwand mit sich. Ziel sollte es sein, einen möglichst offenen und damit liquiden Kapazitätsmarkt zu schaffen, der auch Lastmanagement und Speicher einbezieht. Als Vorbild könnte der belgische Kapazitätsmarkt dienen, zumal dieser bereits von der EU-Kommission geprüft wird.

Darüber sollten regionale Flexibilitätsmärkte auch für Netzengpässe etabliert und eine entsprechende räumliche Zuordnung von Erneuerbare-Energien-Anlagen (gegebenenfalls unter Einbeziehung von Speichern oder H2-Senken) gefördert werden.

Im Jahr 2024 hat die vierte Regulierungsperiode Strom in Deutschland begonnen. Die Beschlusskammer 4 hat am 20.12.2024 für die Dauer der vierten Regulierungsperiode in der Anreizregulierung einen generellen sektoralen Produktivitätsfaktor in Höhe von 0,86 % für Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen festgelegt. Es ist zu erwarten, dass Netzbetreiber dagegen Beschwerden beim OLG Düsseldorf einlegen werden.

Auch die Festlegung zur regulatorischen Eigenkapitalverzinsung Strom und Gas (sogenannter EK I-Zinssatz) zur vierten Regulierungsperiode ist weiterhin noch nicht rechtskräftig. Die mündliche Verhandlung vor dem Bundesgerichtshof fand am 17. Dezember 2024 statt. Laut Medienberichten neigt der Bundesgerichtshof dazu, der Rechtsbeschwerde der Bundesnetzagentur stattzugeben. Das OLG Düsseldorf hatte im August 2023 noch den Netzbetreibern Recht gegeben.

Mit der Veröffentlichung des Eckpunktepapiers „Netze. Effizient. Sicher. Transformiert.“ (NEST-Prozess) am 18. Januar 2024 hat die Bundesnetzagentur einen Prozess zur Überprüfung des aktuellen Regulierungsrahmens im Hinblick auf die infolge der Energie- und Klimawende stark steigenden Anforderungen an die Netzbetreiber in der fünften Regulierungsperiode (Gas ab 2028, Strom ab 2029) gestartet. Im Kontext der Weiterentwicklung des Regulierungsrahmens muss die BNetzA zur Umsetzung der EuGH-Rechtsprechung aus 2021 geltende Rechtsverordnungen durch Festlegungen gestuft bis 2028 ablösen (dies sind die Anreizregulierungsverordnung bzw. die Netzentgelt- und Netzanschlussverordnungen Gas und Strom). Bisherige Schwerpunkthemen im NEST-Prozess sind die mögliche Einführung eines pauschalisierten Ansatzes der regulatorischen Kapitalkostenbestimmung (WACC-Modell) unter Berücksichtigung der Anpassung der zukünftigen Bestimmung der Eigen- und Fremdkapitalkosten, die unterperiodische Berücksichtigung von energiewendebedingt schneller steigenden Betriebskosten, die künftige Anwendung von allgemeinen und individuellen Effizienzvorgaben und die regulatorischen Rahmenbedingungen der Gastransformation in der Anreizregulierung. Diese Aspekte werden unter Einbezug der Branche bereits in einem längeren Diskussionsprozess seit Anfang 2024 erörtert und sollen abschließend in inhaltlich in gestuften Rechtsakten münden, startend mit Rahmenfestlegungen, die dann in Methodenfestlegungen überführt werden, auf deren Grundlage anschließend Einzelfestlegungen ergehen. Der künftige Regulierungsrahmen ab der fünften Regulierungsperiode besteht dann maßgeblich aus dem rein behördlichen Festlegungsrahmen – dies ist Ausdruck der neuen politischen Unabhängigkeit der BNetzA aufgrund der EuGH-Rechtsprechung. Gemäß aktuellem Zeitplan der Regulierungsbehörde ist mit einer ersten Rahmenfestlegung Anfang 2025 zu rechnen.

Weitere, darauf aufbauende Methodenfestlegungen folgen bis 2027. Mit Einzelfestlegungen für Strom ist bis Ende 2028 zu rechnen. Es handelt sich hier um einen gestuften und fortlaufenden Konsultationsprozess – die sich hieraus ergebenden Auswirkungen können daher zum aktuellen Zeitpunkt noch nicht vollumfänglich abgeschätzt werden.

Im September 2024 hat die Bundesnetzagentur den Beschluss zur Anpassung von kalkulatorischen Nutzungsdauern und Abschreibungsmodalitäten von Erdgasleitungsinfrastrukturen (KANU 2.0) veröffentlicht. Dieser reflektiert die Dekarbonisierungsziele des Bundes, der eine Netto-Treibhausgasneutralität bis zum Jahr 2045 anstrebt (§ 3 KSG) und zielt darauf ab, die schon länger von der Branche adressierte Problematik einer vollständigen regulatorischen Amortisation von Gasnetzbestandsanlagen zu lösen. Der Beschluss ermöglicht deutlich kürzere kalkulatorische Nutzungsdauern – in Ausnahmefällen bis 2035 und in der Regel bis 2045 oder 2040, abhängig von bundes- oder landesspezifischen Klimaschutzgesetzen. Außerdem werden degressive Abschreibungen mit einem Abschreibungssatz von bis zu 12 Prozent zugelassen, um die Kapitalkosten adäquater mit dem Nutzerverlauf der Erdgasinfrastruktur in Einklang zu bringen und die Netzentgelte für die zuletzt am Netz verbleibenden Kunden einzudämmen. Die neuen Abschreibungsmodalitäten sollen bereits in die Berechnung der Erlösobergrenzen und Netzentgelte für die Jahre 2025 bis 2027 einfließen können.

Wichtige Voraussetzung für den Wasserstoff-Hochlauf in Deutschland ist das Wasserstoff-Kernnetz. Nachdem die EU-Kommission die deutsche Beihilferegelung genehmigt hat und die Fernleitungsbetreiber ihren Antrag für das Wasserstoff-Kernnetz eingereicht hatten, wurde das beantragte Kernnetz von der Bundesnetzagentur im Oktober 2024 genehmigt. Das zukünftige Wasserstoff-Kernnetz soll Wasserstoff-Infrastrukturen beinhalten, die sukzessiv bis 2032 in Betrieb gehen sollen. Insgesamt sieht der genehmigte Antrag in Summe eine Leitungslänge von 9.040 km bei zu erwartenden Investitionskosten in Höhe von 18,9 Mrd. € vor, wovon rund 60 Prozent auf umzustellende Leitungen entfallen sollen.