Stellungnahme zum AgNes Prozess aus der Sicht eines Prosumers

am 09.09.2026 war ich in Begleitung von Andreas Schmitz (Akkudoktor) und Christian Ofenheusle (BV Steckersolar) bei der Bundesnetzagentur eingeladen als Begleitpersonen von Andreas, welcher im Zuge seiner Petition mit Martin Oster (Gewaltig Nachhaltig) "Finger weg von unserer PV" bei der BnetzA eingeladen wurden. Hier findet Ihr meine Gesprächspunkte und die im Anschluss eingereichte Stellungnahme im Konsultationsverfahren zu den Punkten von Agnes.

Ausgangssituation

Auf meinem Haus betreibe ich eine Photovoltaikanlage mit einer Leistung von 29,7 kWp sowie einen Stromspeicher mit einer Kapazität von 94 kWh. Die Anlage befindet sich in der Direktvermarktung. Zur Steuerung der PV-Einspeisung, des Speichers und der Direktvermarktung nutze ich ein selbst entwickeltes Heimenergiemanagementsystem (HEMS - DVhub).

Da meine Anlage im Januar 2026 und damit nach dem 25. Februar 2025 in Betrieb genommen wurde, unterliegt sie den Regelungen des § 51 EEG. Bei negativen Strompreisen wird die Einspeisung reduziert. In meinem Fall lädt das HEMS vorrangig den Speicher, sodass insbesondere die Einspeisespitze zur Mittagszeit weitgehend abgefangen und das Netz entsprechend entlastet wird.

Weiterentwicklung von § 14a EnWG, Modul 3

Ich nutze bereits die Regelungen des § 14a EnWG und würde gerne auch Modul 3 in Anspruch nehmen. Zeitvariable Netzentgelte können einen wirksamen Anreiz schaffen, in den vom Netzbetreiber festgelegten Hochlastzeiten keinen Strom aus dem Netz zu beziehen. Stattdessen kann der Hausverbrauch in diesen Zeiträumen aus dem Speicher gedeckt werden. Im Winter könnte der Speicher dafür zumindest teilweise mit zuvor erzeugtem PV-Strom geladen werden.

In Verbindung mit den Regelungen des MiSpeL-Verfahrens könnte der Speicher darüber hinaus als Mischstromspeicher im Dual-Use-Betrieb eingesetzt werden. In Niedriglastzeiten könnte Strom aus dem Netz eingespeichert und später zur Deckung des Hausverbrauchs verwendet werden. Bei einer geeigneten Steuerung würde diese Betriebsweise das Netz nicht zusätzlich belasten, sondern gezielt entlasten.

Das derzeitige Modul 3 ist jedoch zu unflexibel ausgestaltet. Die Anzahl und die zeitliche Differenzierung der vorgesehenen Tarifzeitfenster reichen nicht aus, um unterschiedliche und sich verändernde Netzsituationen sinnvoll abzubilden. Hinzu kommt, dass die Berechnungsgrundlagen und die konkrete Ausgestaltung je nach Netzbetreiber unterschiedlich sind.

Ich rege daher an, mindestens fünf bis sechs flexibel platzierbare Tarifzeitfenster pro Tag/Woche/Monat zu ermöglichen. Zusätzlich sollten saisonale oder zumindest quartalsweise unterschiedliche Zeitfenster vorgesehen werden. Anpassungen an veränderte Netzsituationen sollten nicht nur in großen Abständen, sondern möglichst monatlich oder in noch kürzeren Zyklen möglich sein.

Eine solche Erweiterung von Modul 3 wäre ein sinnvoller und kurzfristig umsetzbarer Zwischenschritt auf dem Weg zu vollständig dynamischen Netzentgelten.

Abstimmung mit dem MiSpeL-Verfahren

Das parallel laufende MiSpeL-Verfahren verfolgt ebenfalls das Ziel, Speicher im Dual-Use-Betrieb als Mischstromspeicher nutzbar zu machen. Die derzeit vorgesehenen Regelungen können jedoch – abhängig von der konkreten Ausgestaltung durch den jeweiligen Verteilnetzbetreiber – die Nutzung von Modul 3 wirtschaftlich unattraktiv machen.

Nach meinem Verständnis werden bei der MiSpeL-Pauschaloption lediglich die reduzierten Netzentgelte aus den Niedrigtarifzeiten des Moduls 3 berücksichtigt. Eine Zuordnung zu den tatsächlich beim Netzbezug angefallenen Tarifstufen oder zumindest die Bildung eines sachgerechten Durchschnittswertes ist nicht vorgesehen.

Legt ein Netzbetreiber die Niedrigtarifzeit beispielsweise auf die Mittagsstunden, während der Speicher aufgrund eines hohen Windstromangebots in der Nacht geladen wird, kann eine Differenz von etwa vier bis fünf Cent pro Kilowattstunde entstehen. Dadurch kann der wirtschaftliche Vorteil des durch MiSpeL ermöglichten Graustrombetriebs wieder verloren gehen. Im Ergebnis bliebe mir möglicherweise nur die Nutzung von § 14a EnWG, Modul 1, während ich auf Modul 3 verzichten müsste.

Die Regelungen von AgNes, MiSpeL und § 14a EnWG sollten deshalb so aufeinander abgestimmt werden, dass keine widersprüchlichen Anreize entstehen. Die netzentgeltliche Entlastung sollte sich möglichst nach der tatsächlich beim Netzbezug geltenden Tarifstufe richten. Alternativ wäre ein gewichteter Durchschnitt der tatsächlich angefallenen Netzentgelte denkbar.

Auch die Vorgabe von 500 kWh je kWp in der MiSpeL-Pauschaloption ist für Anlagen mit hohem Eigenverbrauch problematisch. Nach meiner Einschätzung setzt diese Grenze voraus, dass ein erheblicher Anteil der erzeugten PV-Energie in das Netz eingespeist wird, bevor der Punkt erreicht wird, ab dem Graustrom umlagensaldiert ein- und ausgespeichert werden kann.

Bei kleinen PV-Anlagen mit hohem Eigenverbrauch kann die notwendige Einspeisemenge häufig nicht erreicht werden. Der Speicher kann dann nicht oder nur sehr eingeschränkt netzdienlich eingesetzt werden. Bei kleineren Speichern verschärft der vorgesehene Indifferenzbereich dieses Problem zusätzlich.

Mein Speicher ist etwa dreimal so groß wie die Leistung meiner PV-Anlage. Dadurch ist der Indifferenzbereich in meinem Fall zwar vergleichsweise klein. Gleichzeitig erzielt meine Anlage standortbedingt jedoch keinen Jahresertrag von 1.000 kWh je kWp, sondern lediglich etwa 800 bis 850 kWh je kWp. Auch deshalb kann die erforderliche Einspeiseschwelle für die Umlagensaldierung nur schwer erreicht werden.

Die Pauschalgrenze und der Indifferenzbereich sollten daher so angepasst werden, dass auch Anlagen mit hohem Eigenverbrauch und geringeren spezifischen Jahreserträgen wirtschaftlich sinnvoll am MiSpeL-Modell teilnehmen können. Alternativ sollte die exakte Abgrenzungsoption für private Betreiber einfacher und praktikabler ausgestaltet werden durch Teilung der Jahresaison in Winter und Sommer, im Winter könnte der Speicher mit Graustrom genutzt werden, die PV würde keine Marktprämie bekommen, im Sommer (März bis Oktober) könnte die Marktprämie gelten mit den 500kWh/kWp.

Dynamische und lokal differenzierte Netzentgelte

Die Erweiterung von Modul 3 um zusätzliche Zeitfenster wäre aus meiner Sicht nur ein erster Zwischenschritt. Langfristig wären vollständig dynamische Netzentgelte wünschenswert, die möglichst kleinräumig und perspektivisch bis auf die Ebene des örtlichen Transformators differenziert werden können.

Prosumer könnten mit ihren Speichern flexibel auf lokale Preis- oder Engpasssignale reagieren. In Zeiten hoher Netzbelastung könnten sie ihren Netzbezug reduzieren und den Hausverbrauch aus dem Speicher decken. Bei entsprechenden Anreizen wäre es außerdem möglich, gezielt Energie in das Netz einzuspeisen.

Die Direktvermarktung setzt zwar bereits einen marktlichen Preisanreiz für die Einspeisung. Da das Stromnetz jedoch keine uneingeschränkte Kupferplatte ist, können bundesweite Börsenpreissignale die jeweilige lokale Netzsituation nicht vollständig abbilden. Ergänzende lokale Netzentgeltsignale wären daher sinnvoll.

Da wir rund 860 VNB haben, gibt es bereits 860 Verschiedene Netzentgelte die jeder Stromanbieter berücksichtigen muss.

Technische Bereitstellung der Netzsignale

Die technische Umsetzung wäre mit modernen HEMS grundsätzlich möglich. In vielen Fällen würde ein Firmware- oder Softwareupdate ausreichen, damit die Systeme neben den unterschiedlichen Modul-3-Tarifen der Verteilnetzbetreiber auch dynamische Netzsignale berücksichtigen können.

Die notwendigen Informationen könnten über einen standardisierten, maschinenlesbaren Endpunkt bereitgestellt werden, beispielsweise über Netztransparenz.de oder über eine einheitlich definierte Schnittstelle der Verteilnetzbetreiber. HEMS könnten die bereitgestellten Tarifstufen, Gültigkeitszeiträume und Netzsignale automatisiert abrufen und ihre Steuerung entsprechend anpassen.

Die Sicherheit dieser Schnittstelle sollte von Beginn an berücksichtigt werden. Die Netzbetreiber könnten ihre Meldungen digital signieren. Der zugehörige öffentliche Schlüssel würde im HEMS hinterlegt, sodass die Echtheit und Unverändertheit der übermittelten Signale überprüft werden kann. Zusätzlich sollten Zeitstempel, Versionsstände, geregelte Schlüsselwechsel und ein klar definiertes Verhalten bei einem Ausfall der Schnittstelle vorgesehen werden.

Prosumer-Aufschlag und Belastung kleiner PV-Anlagen

Der vorgesehene Aufschlag von 70 bis 90 Prozent des Grundpreises belastet Prosumer unabhängig von der Größe ihrer PV-Anlage, ihrer tatsächlichen Netzinanspruchnahme und ihrem Verhalten. Dadurch wirkt derselbe pauschale Betrag bei kleinen und großen PV-Anlagen wirtschaftlich völlig unterschiedlich.

Bei meiner eigenen Anlage mit 29,7 kWp fällt ein beispielhafter Aufschlag von rund 90 Euro pro Jahr im Verhältnis zu den erzielbaren Erträgen kaum ins Gewicht. Bei einer kleinen PV-Anlage mit beispielsweise 5 oder 8 kWp kann derselbe Betrag dagegen einen erheblichen Teil oder sogar nahezu den gesamten jährlichen Erlös aus der Überschusseinspeisung aufzehren. Für diese Anlagen würde die Einspeisung wirtschaftlich deutlich unattraktiver.

Ein solcher Aufschlag könnte dazu führen, dass sich Haushalte bewusst nur noch für Kleinstanlagen bis etwa 2 kWp entscheiden oder vollständig auf eine PV-Anlage verzichten. Gerade bei begrenzten Dachflächen wäre dies ein erheblicher Fehlanreiz.

Kleine PV-Anlagen können zudem einen geringeren Anteil des Haushaltsverbrauchs decken als große Anlagen. Insbesondere durch Wärmepumpen, Klimaanlagen und Elektrofahrzeuge bleibt bei diesen Haushalten ein vergleichsweise hoher Netzbezug bestehen. Sie tragen deshalb bereits über die verbrauchsabhängigen Netzentgelte stärker zur Finanzierung des Netzes bei. Ein zusätzlicher pauschaler Prosumer-Aufschlag würde diese Haushalte unverhältnismäßig belasten.

Hinzu kommt, dass mein HEMS bei negativen Strompreisen die Einspeisung reduziert beziehungsweise den Speicher lädt. In Hochlastzeiten kann der Speicher den Netzbezug des Haushalts vermeiden. Dieses netzdienliche Verhalten verringert den pauschalen Aufschlag jedoch nicht. Der Aufschlag setzt daher keinen Anreiz für eine netzdienliche Steuerung.

Ich rege deshalb an, auf einen pauschalen Prosumer-Aufschlag zu verzichten. Sollte an einem Aufschlag festgehalten werden, muss dieser zumindest nach der Größe beziehungsweise Leistung der PV-Anlage gestaffelt werden. Kleine Anlagen dürfen nicht denselben Betrag zahlen wie wesentlich größere Anlagen.

Zusätzlich sollte der Aufschlag anhand objektiver Kriterien reduziert werden können. Dazu gehören die tatsächlich beanspruchte Anschlusskapazität, die Höhe des verbleibenden Netzbezugs, die vermiedene Netzentnahme sowie nachgewiesene Beiträge zur Begrenzung von Last- und Einspeisespitzen.

Außenwirkung und Akzeptanz

Neben der unmittelbaren finanziellen Belastung sollte auch die Außenwirkung des vorgesehenen Prosumer-Aufschlags berücksichtigt werden. Bei vielen Anlagenbetreibern entsteht zunehmend der Eindruck, dass der Betrieb einer PV-Anlage als eine Form der Entsolidarisierung bewertet und deshalb mit zusätzlichen Kosten belegt wird. Gerade Haushalte mit kleinen Anlagen könnten dies als Bestrafung ihrer privaten Investition in die Energiewende wahrnehmen.

Dabei darf nicht nur der einzelne Aufschlag betrachtet werden. Zusätzliche Grundpreise, höhere Netzentgelte, Kosten für intelligente Messsysteme und weitere Einzelbelastungen summieren sich. Auch wenn jeder einzelne Betrag für sich genommen überschaubar erscheint, kann die Gesamtbelastung die Wirtschaftlichkeit kleiner Anlagen deutlich verschlechtern und potenzielle Betreiber abschrecken.

Eine Netzentgeltsystematik sollte nicht das Signal vermitteln, dass PV-Anlagen und Speicher grundsätzlich eine Belastung für das Netz darstellen. Sie sollte vielmehr Anreize dafür schaffen, Erzeugung, Speicherung und Verbrauch netzdienlich zu steuern.

Andernfalls drohen Akzeptanzverluste und Fehlanreize. Haushalte könnten kleinere Anlagen errichten, auf eine Einspeisung verzichten oder sich vollständig gegen eine Investition in PV und Speicher entscheiden. Dies würde den Zielen der Energiewende und einer effizienteren Nutzung der vorhandenen Netzinfrastruktur entgegenwirken.

Mieterstrom und gemeinschaftliche Gebäudeversorgung

Eine weitere Benachteiligung kann bei Mehrfamilienhäusern mit gemeinschaftlich genutzten PV-Anlagen entstehen. Nutzen die Bewohner Mieterstrom oder die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung, könnte nach der derzeit vorgesehenen Systematik für jede teilnehmende Marktlokation ein eigener Prosumer-Aufschlag anfallen.

Obwohl nur eine durch die verfügbare Dachfläche begrenzte PV-Anlage vorhanden ist, könnte derselbe Sachverhalt dadurch mehrfach mit einem Aufschlag belastet werden. Bei zehn teilnehmenden Wohnungen könnten somit bis zu zehn Aufschläge entstehen, obwohl weiterhin nur eine gemeinsame Erzeugungsanlage genutzt wird.

Zusätzlich müssen die Bewohner gegebenenfalls die Kosten für intelligente Messsysteme und Smart-Meter-Gateways tragen. Die Mehrkosten könnten den wirtschaftlichen Nutzen einer gemeinschaftlich genutzten PV-Anlage erheblich verringern.

Der Prosumer-Aufschlag sollte deshalb an die jeweilige Erzeugungsanlage beziehungsweise an den gemeinsamen Netzanschluss gekoppelt werden. Alternativ könnte ein einziger, an der Anlagengröße bemessener Gesamtbetrag anteilig auf die teilnehmenden Marktlokationen verteilt werden. Mehrere technische Teilanlagen auf demselben Gebäude sollten sachgerecht zusammengefasst werden, damit nicht allein aufgrund der Anzahl der Bewohner oder Zähler eine mehrfache Belastung entsteht.

Die dafür erforderlichen Informationen liegen den Verteilnetzbetreibern bereits vor. Über das Marktstammdatenregister und die beim Netzbetreiber vorhandenen Anmeldedaten lässt sich nachvollziehen, welche Erzeugungsanlage den jeweiligen Marktlokationen, Zählern und Anschlussnutzern zugeordnet ist. Zusätzliche Datenerhebungen wären daher voraussichtlich nicht erforderlich.

Abschließende Bewertung

Prosumer möchten ihre Erzeugungsanlagen und Speicher netzdienlicher einsetzen. Die dafür erforderliche technische Flexibilität ist bereits heute vielfach vorhanden. Damit dieses Potenzial genutzt werden kann, müssen die regulatorischen und wirtschaftlichen Anreize jedoch konsistent ausgestaltet sein.

Mehr und flexiblere Zeitfenster in Modul 3 wären ein sinnvoller kurzfristiger Schritt. Langfristig sollte ein Übergang zu dynamischen und lokal differenzierten Netzentgelten erfolgen. Gleichzeitig müssen AgNes, MiSpeL und § 14a EnWG so aufeinander abgestimmt werden, dass netzdienliches Verhalten nicht wirtschaftlich benachteiligt wird.

Pauschale Prosumer-Aufschläge, die kleine Anlagen überproportional treffen oder bei gemeinschaftlich genutzten Anlagen mehrfach erhoben werden, sollten vermieden werden. Eine sachgerechte Lösung muss die Anlagengröße, den tatsächlichen Netzbezug und das nachgewiesene netzdienliche Verhalten berücksichtigen.

Seit ihr anderer Ansicht, dann meldet euch gerne jederzeit.

Christin von Perbandt