Systemdienliche Anschlussleistung: Revolutioniert das BET-Konzept das deutsche Strommarktdesign?

Von Regina Recht

Die deutsche Energielandschaft steht vor einer Zäsur. Bis Ende 2026 ist der Gesetzgeber gefordert, das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) grundlegend zu reformieren, um den Übergang von einem subventionsgestützten zu einem marktgetriebenen System zu vollenden. In diese entscheidende Phase platzt der Vorschlag der Aachener Beratungsgesellschaft BET Consulting. Das Konzept verspricht nichts Geringeres als eine volkswirtschaftliche Einsparung von über 120 Milliarden Euro.

Doch was bedeutet das für Sie als Akteur in einem Stadtwerk? Warum sollten Sie sich heute mit einem theoretischen Beraterkonzept beschäftigen? Die Antwort ist simpel: Weil die darin enthaltenen Mechanismen – allen voran die Systemdienliche Anschlussleistung (SAL) – die DNA Ihres Netzbetriebs und Ihres Vertriebsmodells verändern könnten.

Der Status Quo: Das Paradoxon der Kupferplatte

Bisher folgt unser regulatorisches System dem Prinzip der „Kupferplatte“. Gemäß § 8 Abs. 1 EEG sind Netzbetreiber verpflichtet, Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien unverzüglich vorrangig an der Stelle an ihr Netz anzuschließen, die technisch und wirtschaftlich am günstigsten ist. In der Praxis führt dies dazu, dass Netze oft für die absolute Spitzenlastspitze dimensioniert werden müssen – ein teures Unterfangen, wenn man bedenkt, dass diese Spitzen nur an wenigen Stunden im Jahr auftreten.

Die Folgekosten sind immens. Redispatch-Maßnahmen nach §§ 13, 13a EnWG zur Behebung von Netzengpässen kosten die Netznutzer jährlich Milliarden. Das BET-Konzept setzt genau hier an und hinterfragt das Dogma des unbegrenzten Netzausbaus.

Die erste Säule: Systemdienliche Anschlussleistung (SAL)

Das Herzstück des Vorschlags ist die Einführung der SAL. Regulatorisch gesehen handelt es sich hierbei um eine Abkehr vom unbedingten Netzausbaugebot.

Was ist die SAL genau? Die SAL definiert einen festen Leistungswert, bis zu dem ein Anlagenbetreiber einen garantierten Netzzugang erhält. Dieser Wert liegt unterhalb der installierten Nennleistung der Anlage.

1. Garantiebereich (Innerhalb SAL): Der Netzbetreiber garantiert die Abnahme. Kommt es dennoch zu Abregelungen (z. B. durch Redispatch), wird der Betreiber gemäß den bekannten Mechanismen (analog zu § 15 EEG bzw. dem künftigen Redispatch-Regime) entschädigt.
2. Flexibilitätsbereich (Oberhalb SAL): Strommengen, die über die SAL hinausgehen, genießen keinen garantierten Netzzugang. Der Betreiber muss diesen Strom entweder vor Ort speichern, in Wasserstoff wandeln (Power-to-X) oder durch Sektorenkopplung (z. B. Wärmepumpen oder E-Mobilität) nutzen.

Der regulatorische Hebel: Durch die SAL würde die Bemessungsgrundlage für den Netzausbau nach § 11 EnWG (Sicherer und zuverlässiger Netzbetrieb) neu definiert. Netzbetreiber müssten nicht mehr „für das letzte Kilowatt“ ausbauen. Ralph Kremp von BET beziffert die möglichen Einsparungen bei den Netzausbaukosten auf rund 80 Milliarden Euro. Für Stadtwerke bedeutet dies eine deutliche Entlastung bei den Investitionsplanungen, erfordert aber gleichzeitig eine präzisere Prognosefähigkeit auf Verteilnetzebene.

Die zweite Säule: Flexibilisierung und Marktsignale

Damit die SAL funktioniert, muss das System „atmen“. Hier greift die zweite Säule des Konzepts: Die Anreizung von Flexibilität.

Dies korrespondiert mit aktuellen regulatorischen Entwicklungen wie der Festlegung der BNetzA zu § 14a EnWG (Az. BK6-22-300), die bereits heute steuerbare Verbrauchseinrichtungen zur Netzentlastung heranzieht. BET geht jedoch weiter und fordert:

• Dynamische Strompreise: Eine konsequente Umsetzung von § 41a EnWG, damit Endkunden auf Preissignale reagieren können, wenn das Angebot (oberhalb der SAL) hoch ist.
• Zeitvariable Netzentgelte: Eine Reform der StromNEV, um die Netznutzung in Zeiten hoher Einspeisung attraktiver zu machen.
• Kapazitätsmechanismen: Zur Absicherung der Versorgungssicherheit in Zeiten geringer EE-Einspeisung.

Das Optionenmodell: Ein Ausweg aus dem Anschlussstau

Besonders spannend für Stadtwerke ist das vorgeschlagene Optionenmodell für Netzabschnitte mit knappen Kapazitäten. Anstatt einen Anschluss mit Verweis auf den notwendigen Netzausbau jahrelang zu verzögern, könnten drei Wege beschritten werden:

1. Standard-Anschluss: Mit SAL und vollem Redispatch-Schutz innerhalb der SAL.
2. Flexibler Anschluss: Eine Einigung zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber über spezifische Abschaltbedingungen ohne volle Kompensation.
3. Fallback-Option: Ein sofortiger Anschluss, bei dem der Betreiber jedoch einen Teil der anfallenden Redispatchkosten selbst trägt. Dies wäre ein Paradigmenwechsel im Vergleich zur aktuellen Rechtslage, in der die Kosten des Netzengpassmanagements über die Netzentgelte auf die Allgemeinheit gewälzt werden (§ 13 Abs. 10 EnWG).

Warum sollte ICH (von Stadtwerk XYZ) mich damit beschäftigen?

Als Vertreter eines Stadtwerks betrifft Sie dieses Thema auf drei Ebenen:

1. Asset Management & Netzplanung: Wenn die SAL zur regulatorischen Realität wird, ändern sich Ihre Zielnetzplanungen. Sie können Investitionen effizienter steuern und müssen weniger „auf Vorrat“ bauen. Das verbessert Ihre Eigenkapitalverzinsung im Rahmen der Anreizregulierung (ARegV), da unnötiger Overhead vermieden wird.

2. Vertrieb & Kundenschnittstelle: Das Konzept erzwingt Flexibilität beim Kunden. Wenn Sie heute bereits Produkte entwickeln, die auf dynamischen Tarifen (§ 41a EnWG) basieren oder Speicherlösungen integrieren, sind Sie auf ein Marktdesign mit SAL vorbereitet. Stadtwerke, die nur „Commodity“ verkaufen, werden in einem SAL-basierten System Margen verlieren.

3. Kommunale Wärmewende: Die SAL bietet eine Steilvorlage für die Sektorenkopplung. Überschussstrom oberhalb der SAL ist „günstiger“ Strom, der ideal in kommunale Wärmenetze (Power-to-Heat) fließen kann. Das BET-Konzept liefert hier die regulatorische Begründung für integrierte Energiekonzepte vor Ort.

Fazit der Expertin

Das BET-Konzept ist kein bloßes Gedankenspiel. Es greift Erkenntnisse auf, die das Unternehmen im Rahmen des Energiewende-Monitorings für das Bundeswirtschaftsministerium (BMWK) gewonnen hat. Die Stoßrichtung ist klar: Effizienz vor Maximalausbau.

Für die regulatorische Praxis bedeutet dies: Wir müssen weg von starren Einspeisegarantien hin zu einem intelligenten Engpassmanagement. Die Herausforderung wird darin liegen, die Rechtssicherheit für Investoren (Stichwort: Vertrauensschutz nach Art. 14 GG) mit der ökonomischen Notwendigkeit des Systemumbaus zu vereinen.

Stadtwerke sollten die Debatte um die SAL aktiv begleiten. Denn wenn die Reform des EEG 2026 kommt, wird die Frage nicht mehr sein, ob wir Flexibilitäten nutzen, sondern wie wir sie regulatorisch einpreisen. Das BET-Modell liefert hierfür eine konsistente und mutige Blaupause.

Quellen und weiterführende Hinweise:

• EnWG: §§ 11, 13, 13a, 14a, 41a
• EEG: §§ 8, 11, 15
• BNetzA: Festlegung zu steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (BK6-22-300)
• BET Consulting: Studie „Ganzheitliches Strommarktdesign zur kosteneffizienten Erreichung der Klimaziele“, Berlin 2024.