Dynamische Netzentgelte
Eine strategische Bewährungsprobe für kommunale Energieversorger
Mit dem Auslaufen der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) Ende 2028 steht die deutsche Netzentgeltsystematik vor einem grundlegenden Umbau. Unter dem Titel „AGNES – Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom“ (GBK-25-01-1#3) verfolgt die Bundesnetzagentur das Ziel, Netzentgelte an die Anforderungen eines erneuerbaren, hochdynamischen Energiesystems anzupassen. Was technisch klingt, entfaltet enorme strategische Sprengkraft. Innerhalb des AgNes-Prozesses der bis Ende 2026 die Neuregelung der Netzentgeltregelung in Deutschland vorsieht, schlägt die Bundesnetzagentur (BNetzA) als eine Möglichkeit dynamische Netzentgelte als Anreizkomponente für netzdienliches Verhalten vor.
Was bislang als theoretische Option in regulatorischen Diskussionspapieren existierte, nimmt nun konkrete Gestalt an: Die Einführung dynamischer Netzentgeltkomponenten würde die Logik der Stromnetzentgelte grundlegend verändern. Für kommunale Energieversorger bedeutet dies mehr als eine weitere regulatorische Anpassung. Es handelt sich um einen Paradigmenwechsel in der Steuerung von Netzlast, Flexibilität und Investitionen mit tiefgreifenden Auswirkungen auf IT-Architektur, Marktkommunikation (MaKo), Prozesse und Geschäftsmodelle.
Erste Näherung: Warum dynamische Netzentgelte?
Traditionell dienen Netzentgelte primär der Refinanzierung der Netzinfrastruktur. Sie orientieren sich an Durchschnittskosten, sind weitgehend statisch und nur grob zeitlich differenziert. Die aktuelle Systematik geht im Kern auf das Jahr 2005 zurück und wird der massiv gestiegenen Volatilität sowie den neuen dezentralen Lasten nicht mehr gerecht. Die volatile Einspeisung erneuerbarer Energien, der Hochlauf der Elektromobilität, Wärmepumpen und Speicher führen zu immer stärkeren Lastspitzen und regionalen Engpässen. Für ein effizientes Stromsystem sind Änderungen an der undifferenzierten Entgelt-Logik unumgänglich.
Die BNetzA verfolgt daher das Ziel, nicht nur als Finanzierungsinstrument, sondern gezielt als Steuerungsinstrument zu nutzen. Kernidee ist eine dynamische Arbeitspreiskomponente, die kurzfristig auf prognostizierte Netzengpässe reagiert. In Zeiten hoher Netzbelastung steigen die Entgelte, in Zeiten netzdienlicher Nutzung sinken sie oder werden sogar negativ. So sollen Marktakteure Anreize erhalten, Verbrauch, Einspeisung und Speicherbetrieb netzorientiert zu steuern.
Fachlich gesprochen handelt es sich um eine Internalisierung netzbedingter Grenzkosten. Praktisch bedeutet das: Netzengpässe sollen nicht mehr ausschließlich durch Redispatch und Netzausbau gelöst werden, sondern durch ökonomische Signale an Netznutzer.
Analyse der Auswirkungen auf kommunale Energieversorger
Für kommunale EVU bedeutet die Einführung dynamischer Netzentgelte einen erheblichen Anstieg operativer Komplexität. Netzbetreiber müssen:
- Engpässe kurzfristig prognostizieren,
- daraus dynamische Preissignale ableiten,
- diese vor der Day-ahead-Auktion veröffentlichen,
- und die resultierenden Entgelte viertelstundenscharf abrechnen.
Damit entstehen Prozesse, die bislang in dieser Form weder technisch noch organisatorisch existieren. Netzbetrieb, Marktkommunikation, Abrechnung und IT müssen deutlich enger verzahnt werden. Die klassische Trennung zwischen „Netzbetrieb“ und „kaufmännischer Abwicklung“ wird durchbrochen.
Verschiebung der Rolle des Netzbetreibers
Der Netzbetreiber wird vom Infrastrukturbetreiber zum aktiven Systemmanager. Neben der Fülle an bestehenden Aufgaben innerhalb des immer dichteren regulatorischen Rahmens wird er zukünftig Einfluss auf das Marktverhalten haben und Flexibilität steuern. Er wird indirekt zum Taktgeber für Speicher- und Lastmanagement. Diese neue Rolle erfordert nicht nur technologische, sondern auch kulturelle Anpassungen in Form von Datenkompetenz, Prognosefähigkeit und Systemdenken.
Gleichzeitig wird es viele Geschäftschancen für Flexibilität und Prognosegenauigkeit geben, wobei klar wird, dass neue IT-Tools mit bestehenden Infrastrukturen orchestriert werden müssen und ihre Anschlussfähigkeit in dem jeweiligen IT-Zielbild des Netzbetreibers unter Beweis stellen müssen.
Neue Verteilungswirkungen und politische Sensibilität
Dynamische Netzentgelte führen zu neuen Belastungsprofilen. Netznutzer mit hoher Flexibilität können profitieren, während weniger flexible Verbraucher, etwa Haushalte ohne Energiemanagementsystem tendenziell stärker belastet werden. Für kommunale EVU mit starker lokaler Verankerung entsteht hier ein Spannungsfeld zwischen Effizienz, sozialer Akzeptanz und regulatorischer Vorgabe.
Investitionssignale verändern sich
Langfristig beeinflussen dynamische Netzentgelte Investitionsentscheidungen. Speicher, Ladeinfrastruktur, flexible Verbraucher und Erzeuger orientieren ihre Standortwahl zunehmend an netzseitigen Preissignalen. Für kommunale EVU ergibt sich daraus die Chance, regionale Flexibilitätsmärkte aktiv zu gestalten aber auch das Risiko, bei fehlender strategischer Positionierung an Attraktivität zu verlieren.
IT-Architektur: Vom Abrechnungssystem zur Echtzeitplattform
Die heutige IT-Landschaft ist auf statische Tarife, monatliche Abrechnungszyklen und standardisierte MaKo-Prozesse ausgelegt. Dynamische Netzentgelte erfordern hingegen:
- viertelstundengenaue Messwertverarbeitung,
- kurzfristige Prognosemodelle
- automatisierte Preisermittlung
- tagesaktuelle Veröffentlichung
- und hochperformante Abrechnungssysteme.
Gefragt sind Plattformkonzepte, die Netzbetrieb, Marktkommunikation und Abrechnung in nahezu Echtzeit koppeln. Dahinter stehen allerdings Investitionsentscheidungen mit hoher strategischer Bedeutung in einer Situation, in der die IT-Lösungen selbst oft noch in einem Entwicklungsstadium stecken, da die regulatorischen Anforderungen sich erst nach und nach entwickeln und damit klare Anforderungen definieren.
Marktkommunikation: Neue Datenflüsse, neue Komplexität
Die Einführung dynamischer Netzentgelte wird die Marktkommunikation grundlegend verändern. Statt statischer Preisblätter müssen künftig zeitvariable Entgeltinformationen standardisiert, versioniert und fristgerecht an Lieferanten, Aggregatoren und Plattformen übermittelt werden.
Das bedeutet:
- neue MaKo-Prozesse
- neue Datenformate
- deutlich höhere Kommunikationsfrequenzen
- und erhöhte Anforderungen an Datenqualität und Synchronisation.
Insbesondere die Integration mit bestehenden EDIFACT-Prozessen sowie die Harmonisierung mit Redispatch- und Flexibilitätsplattformen werden zu einer Herausforderung.
Abrechnung und Kundenkommunikation: Erklärbarkeit wird erfolgskritisch
Viertelstundenscharfe, dynamische Entgelte sind für Endkunden schwer verständlich. Dies erfordert von der Branche daher massiv in Transparenz, Visualisierung und Kundenkommunikation zu investieren. Mit gut verständlicher Aufbereitung könnten die Vorteile zu einer breit getragenen Akzeptanz und damit Vertrauensaufbau beitragen.
Einordnung für IT-Dienstleister mit MaKo- und SAP-Fokus
Für IT-Dienstleister eröffnet die Einführung dynamischer Netzentgelte ein neues strategisches Spielfeld. Gefragt sind nicht mehr nur klassische SAP-Implementierungen, sondern:
- Echtzeitfähige Integrationsarchitekturen
- Prognose- und Optimierungsalgorithmen
- flexible MaKo-Plattformen
- sowie hochautomatisierte Abrechnungslösungen.
Besonders kritisch ist die Rolle der Marktkommunikation: Die Vielzahl neuer Datenflüsse erfordert hochgradig resiliente, skalierbare Schnittstellen. Gleichzeitig steigt der Druck auf Standardisierung. Individuelle Insellösungen lassen sich in einem dynamischen Gesamtsystem nur mit hohem Aufwand betreiben. Für IT-Dienstleister bedeutet dies eine Verschiebung vom reinen Systemintegrator hin zum strategischen Transformationspartner.
Reaktionen aus der Branche – zeitliche Granularität & IT-Umsetzung als Knackpunkte
Wie auch schon die BNetzA-Vorschläge zu den Industrienetzentgelten und den kleinen Verbrauchern gibt es vielfältige Reaktionen auf die Vorschläge zu dynamischen Netzentgelten. Die Hauptargumentationslinien lassen sich wie folgt zusammenfassen:
Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNBs) fordern hohe zeitliche Granularität: Dynamische Netzentgelte sollen eng an die reale Netzsituation gekoppelt werden, um Redispatch-Kosten zu senken und volatile Einspeisung sowie neue Lasten abzubilden.
Die Verteilnetzbetreiber (VNB) warnen vor IT-Überforderung: Die heutigen Abrechnungs- und Marktkommunikationssysteme seien bis 2029 nicht reif für hochdynamische Modelle. Vorgeschlagen wird ein pragmatischer Einstieg mit saisonalen Zeitfenstern.
Kompromissvorschläge: Nutzung bestehender XML-Formate, bundeseinheitliche Preisblätter und eine funktionierende Messinfrastruktur sollen die Umsetzung vereinfachen.
Industrie sieht geringe Flexibilität: Produktionsprozesse lassen kaum kurzfristige Lastverschiebung zu; dynamische Entgelte könnten Mehrkosten verursachen, insbesondere wegen Konflikten mit bestehenden Privilegien.
Praxistest
Das Beratungsunternehmen Neon hat gemeinsam mit einem breiten Konsortium (Bayernwerk Netz GmbH, BMW AG, LEW Verteilnetz GmbH, EWE NETZ GmbH, TransnetBW GmbH, MAINGAU Energie GmbH, Neon Neue Energieökonomik, Octopus Energy, The Mobility House Energy GmbH, TenneT Germany sowie die RWTH Aachen Universität) in einem Pilotprojekt untersucht, wie sich ein dynamisches Netzentgelt auswirken könnte. Im Rahmen des Projekts wurden die Netzentgelte in vier verschiedenen Netzgebieten unter anderem auf Basis von transformatorbezogenen Redispatchkosten berechnet und jeweils einen Tag im Voraus veröffentlicht. Zwei kooperierende Anbieter nutzten diese Zeitreihen, um die Ladevorgänge von E-Autos zu optimieren.
Bei der Auswertung von 2.000 Ladevorgängen an 500 E-Autos zeigte sich: In 90 Prozent der Fälle passten die Fahrer ihr Ladeverhalten an. Durch die Verschiebung der Ladevorgänge in Zeitfenster mit niedrigeren Preisen konnten 20 bis 30 Prozent der geladenen Strommenge zeitlich verlagert werden.
Die Unterschiede bei den Netzentgelten waren dabei moderat. Im Netzgebiet von EWE beispielsweise lag das Netzentgelt zwischen null und sechs Cent pro Kilowattstunde. Dennoch gab es gerade im EWE-Netz die größte zeitliche Verschiebung der Ladevorgänge. Das zeigt, dass selbst kleine Unterschiede bei den Netzentgelten einen spürbaren Einfluss auf das Ladeverhalten haben.
Fahrplan AgNes Prozess
- Q1/Q2 2026: Die BNetzA hat für das erste Halbjahr 2026 eine Reihe von thematischen Workshops angekündigt. Am 20.02.2026 folgt ein Workshop zum Thema Einspeisenetzentgelte und am 10.03.2026 zum Thema Kostenwälzung.
- Mitte 2026: Entwurf der finalen Festlegung
- Ende 2026: Verbindliche Festlegung
- Ab 01.01.2029: Neue Regeln verpflichtend für alle Netzbetreiber und Marktakteure
Fazit
Die Einführung dynamischer Netzentgelte ist kein IT-Projekt. Sie ist ein strategisches Transformationsprogramm. Kommunale EVU sollten sich frühzeitig folgende Fragen stellen:
- Welche Rolle wollen wir im zukünftigen Flexibilitätsmarkt spielen? Passiver Abwickler oder aktiver Systemgestalter?
- Wie integrieren wir Netzbetrieb, IT und Marktkommunikation organisatorisch? Brauchen wir neue Schnittstellen, neue Rollen, neue Kompetenzen?
- Welche Investitionen in Daten, Prognosemodelle und Plattformen sind erforderlich? Und wie priorisieren wir diese im Spannungsfeld knapper Budgets?
- Wie sichern wir Akzeptanz bei Politik, Kunden und Öffentlichkeit? Transparenz und Verständlichkeit werden zur Schlüsselressource.
Die Diskussion um dynamische Netzentgelte markieren einen fundamentalen Wandel in der Netzentgeltsystematik. Sie transformieren Netzentgelte von einem statischen Refinanzierungsinstrument zu einem dynamischen Steuerungsmechanismus. Für die kommunale Energiewirtschaft bedeutet dies eine steigende operative Komplexität verbunden mit der tiefgreifenden IT-Transformation, neuen Anforderungen an Marktkommunikation, veränderte Rollenbilder im Netzbetrieb aber auch neue strategische Chancen im Flexibilitätsmanagement.
Zurzeit kann man sagen, es besteht ein durchaus breiter Konsens über das Ziel in der Branche, aber starke Differenzen über Tempo, technische Machbarkeit und ökonomische Auswirkungen.
Quelle:
Bundesnetzagentur: Dynamische Netzentgeltkomponente: Orientierungspunkte der BNetzA, abgerufen am 20.12.2025
